Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование технологии удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах с применением растворителя и оптического метода контроля за процессом

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование технологии удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах с применением растворителя и оптического метода контроля за процессом"

9 15-5/491

На правах рукописи

ЩЕРБАКОВ Георгий Юрьевич

ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В СКВАЖИНАХ С ПРИМЕНЕНИЕМ РАСТВОРИТЕЛЯ И ОПТИЧЕСКОГО МЕТОДА КОНТРОЛЯ ЗА ПРОЦЕССОМ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Санкт-Петербург - 2015

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, доцент

Петухов Александр Витальевич

Официальные оппоненты:

Ленченкова Любовь Евгеньевна доктор технических наук, доцент, ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений, профессор

Гладков Павел Дмитриевич кандидат технических наук, Филиал частной компании с ограниченной ответственностью «Газпром ЭП Интернэшнл Сервисиз Б.В.», отдел разработки месторождений, главный специалист

Ведущая организация - ФГБОУ ВПО «Пермский национальный исследовательский политехнический университет»

Защита состоится 30 сентября 2015 г. в 16 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд. 1163.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального минерально-сырьевого университета «Горный» и на сайте www.spmi.ru.

Автореферат разослан 27 июля 2015 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ П/ О, НИКОЛАЕВ диссертационного совета т 'уу Александр

Константинович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

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: P.A. Абдуллин, A.A. 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, Я.М. Каган, А.И. Комиссаров, С.Ф. Люшин, Б.А. Мазепа, P.A. Максутов, Т.М. Мамедов, И.Л. Мархасин, И.Т. Мищенко, G. Mozes, А.Х. Мирзаджанзаде, Р.Х. Муслимов, В.Ф. Нежевенко, H.H. 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.

5. Разработать технологию обработки ствола скважины и призабойной зоны пласта органическим растворителем и определить область его эффективного применения.

6. 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.

2. 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.

3. 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:

1. Разработан органический растворитель на основе стабильного конденсата, толуола и бутанола с добавлением неионогенного ПАВ и №ОН для удаления АСПО из ствола скважины и ПЗП.

2. Обоснована технология обработки ствола скважины и ПЗП углеводородным растворителем.

3. 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, ТПУ, 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».

Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, библиографического списка, включающего 104 наименования и заключения. Материал диссертации изложен на 113 страницах машинописного текста, включает 22 таблицы, 28 рисунков.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы, обосновывается ее актуальность, определяются цель, идея, задачи, излагаются научная новизна, защищаемые научные положения и практическая значимость.

В первой главе выполнен анализ геологического строения и состояния разработки Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ВУ ОНГКМ). Исследуемый объект представлен трещинно-поровыми известняками артинско-сакмарского яруса, характеризуется аномально высокими значениями газового фактора, низкой

пластовой температурой и имеет пластовое давление близкое к давлению насыщения нефти газом. В настоящее время объект находится на стадии разбуривания и растущей добычи нефти, основным способом его эксплуатации является газлифтный. В процессе эксплуатации скважин выявлены осложнения, связанные с образованием АСПО, как в стволе, так и в ПЗП, которые со временем, при введении системы поддержания пластового давления (ППД) и охлаждении пласта, могут усугубиться.

Рассмотрены механизм образования и методы борьбы с АСПО. Установлено, что основными причинами формирования АСПО в ПЗП являются: снижение пластовой температуры, изменение состава флюида, охлаждение нефти за счет разгазирования и в результате снижения температуры в зоне фильтра, наличие газа и механических примесей. Осложнения, возникающие при разработке ВУ ОНГКМ и других месторождений, свидетельствуют об актуальности диссертационных исследовании, посвященных обоснованию и разработке технологии удаления АСПО и методов контроля за процессом.

Анализ основных методов контроля за процессом удаления АСПО из скважинного оборудования и ПЗП показал перспективность применения оптических методов. В качестве интегрального параметра изменения свойств нефти рекомендовано использование Ксп.

Во второй главе представлены методики проведения лабораторных экспериментальных исследований, направленных на разработку растворителя АСПО для условий ВУ ОНГКМ и методы проведения оптических испытаний. Приводится краткое описание лабораторного оборудования, использованного при проведении опытов.

Для определения группового состава АСПО использовалась методика анализа, основанная на различной растворимости компонентов в определенных растворителях и сорбционной активности ряда адсорбентов по отношению к смолам и парафинам. Для оценки эффективности и подбора составляющих растворителя использовался гравиметрический метод с использованием стальных корзинок. При этом оценивались растворяющая, моющая и

диспергирующая способности растворителя. Испытание эффективности растворителя по удалению АСПО с металлической поверхности производилось методом «холодного стержня». Метод основан на образовании АСПО из нефти на охлаждаемых металлических трубках, их погружении в разработанный растворитель и определении количества отмытых отложений взвешиванием на лабораторных весах через определенные промежутки времени.

Для оценки способности разработанного состава удалять АСПО в пористой среде были проведены фильтрационные исследования на образцах естественного керна с помощью специально разработанного стенда, позволяющего проводить испытания в условиях максимально приближенных к пластовым. Основным контролируемым параметром при проведении экспериментов было изменение перепада давления, на основании которого определялось изменение подвижности нефти в результате фильтрации растворителя. Направление фильтрации рабочих жидкостей в исследуемых образцах керна соответствовало реальному направлению движения пластовых флюидов и закачиваемого растворителя в скважину. «Прямая» фильтрация соответствовала процессу притока флюида из пласта в скважину, а «обратная» моделировала процесс обработки ПЗП растворителем.

Методика исследования оптических свойств нефти и растворителя заключалась в многократных измерениях оптической плотности с использованием спектрофотометра и расчета Ксп. Подготовка образцов включала в себя их обезвоживание и удаление минеральной части. В качестве растворителя использовался четыреххлористый углерод. В кюветное отделение прибора, между объективом и линзой, устанавливались кюветы с чистым растворителем и раствором нефти. Измерения оптической плотности и коэффициента светопропускания растворов образцов производились для монохроматического света в интервале длин волн 320-900 нм.

В третьей главе представлены результаты лабораторных экспериментальных исследований, направленных на разработку растворителя АСПО для условий ВУ ОНГКМ, оценку его физико-

химических свойств и эффективности, также приводятся результаты оптических испытаний.

В результате изучения группового состава АСПО ВУ ОНГКМ было выявлено, что образцы, отобранные с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ), характеризуются незначительным содержанием асфальтенов, смол и высоким содержанием парафинов.

Были определены основные требования к разрабатываемому растворителю АСПО, в соответствии с которыми проводились исследования по подбору необходимых компонентов. Основой для реагента служил стабильный газовый конденсат ВУ ОНГКМ, однако парафиновая основа данного растворителя имеет низкую эффективность воздействия на асфальто-смолистую составляющую отложений. В связи с этим на первом этапе проводились исследования по подбору ароматических добавок. На следующем этапе было подобрано неионогенное ПАВ ОП-Ю, представляющее собой продукт обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена. Наличие ПАВ обеспечивает диспергирование АСПО, снижение степени коагуляции частиц и временное ингибирование процесса закрепления и формирования отложений. Введение полярных неэлектролитов обеспечивает снижение деструкции неионогенных ПАВ, усиление «расклинивающего» эффекта и ускорение капиллярной пропитки водонасыщенных каналов АСПО. Поэтому в дальнейшем проводились исследования влияния спиртов на эффективность растворителя. Введение щелочных агентов обеспечивает дополнительное растворение АСПО, предотвращение повторного осаждения и гидрофилизацию поверхности. В качестве такого щелочного агента был выбран достаточно доступный гидроксид натрия. Был произведен подбор оптимальной концентрации гидроксида натрия для повышения эффективности действия растворителя.

В лабораторных условиях было установлено, что при добавлении к смеси стабильного конденсата, толуола и бутанола, неионогенного ПАВ в количестве 1-4% масс., а также гидроксида натрия в количестве до 0,07 % масс, наблюдается повышение его растворяющей, моющей и диспергирующей способностей по

отношению к АСПО ВУ ОНГКМ. Таким образом, был определен оптимальный состав реагента растворителя АСПО для условий ВУ ОНГКМ (таблица 1).

Таблица 1 - Состав реагента

Реагент Содержание % масс.

Конденсат 60

Толуол 28,93

Бутанол 10

СШ-10 1

ЫаОН 0,07

Также были определены основные параметры эффективности растворителя при пластовой температуре: моющая (33,81%), диспергирующая (55,97%) и растворяющая (29,14%) способности (таблица 2).

Таблица 2 - Результаты оценки эффективности реагента

Параметр Значение

Моющая способность, % при 37°С 33,81

Диспергирующая способность при 37°С,% 55,97

Растворяющая способность при 37°С,% 29,14

Эффективность при 37°С, % 89,78

Оптимальное время применения, ч 6

Оптимальная температура применения, °С 55

Установлено, что повышение эффективности вплоть до полного растворения достигается при температуре 55 °С соответствующее времени обработки реагентом 6 часам.

В результате проведенного исследования на установке «холодный стержень» визуально установлено, что процесс удаления АСПО растворителем сопровождался так называемым «расклинивающим эффектом». Это объясняется наличием в разработанном реагенте неионогенного ПАВ, которое способствует проникновению растворителя в микротрещины. Адсорбция ПАВ на стенках микротрещин способствует снижению поверхностной энергии, поэтому работа на образование новой поверхности и на разрушение АСПО уменьшается. Была подтверждена величина

температуры растворения отложений 55 °С, при которой моющая способность разработанного растворителя достигает 100 %.

Физико-химические исследования разработанного растворителя АСПО производились с целью определения его технологических и эксплуатационных характеристик (таблица 3). Растворитель представляет однородную жидкость темно-коричневого цвета плотностью 0,823 г/см3. В результате исследования кинематической вязкости было выявлено, что на исследуемом интервале температур растворитель имеет допустимые значения: 0,720 мм2/с при 20 °С и 1,679 мм2/с при минус 40°С. Установлено, что растворитель имеет достаточно низкие значения коррозионной активности 0,08 мм/год. При смешении разработанного реагента с пластовой водой помутнения, образования эмульсий и осадка не наблюдается.

Таблица 3 - Основные физико-химические свойства разработанного растворителя___

Наименование показателей Единица измерения Значение

Внешний вид Жидкость темно-коричневого цвета

Плотность при 20°С кг/м3 823

Температура застывания °С Не застыл при минус 55

Кинематическая вязкость при 20°С мм2/с 0,720

Кинематическая вязкость при минус 40°С мм2/с 1,679

Коррозионная активность при 20 °С мм/год 0,08

Высаливающая способность Стабилен

Основные физико-химические характеристики разработанного реагента удовлетворяют требованиям, предъявляемым к растворителям АСПО, что свидетельствует о его применимости в качестве состава для удаления органических отложений в скважинах. Для изучения способности растворителя удалять АСПО из порового пространства были проведены фильтрационные исследования на естественных образцах керна ВУ ОНГКМ, насыщенных АСПО. Исследования проводились на специально

разработанном стенде, состоящем из кернодержателя с возможностью создания давления обжима и высокоточных насосов. Эксперимент проводился в несколько этапов: создание остаточной водонасыщенности; фильтрация нефти в «прямом» направлении, моделирование процесса притока к скважине, замер исходной фазовой проницаемости по нефти; насыщение керна АСПО с помощью сатуратора; фильтрация нефти в «прямом направлении», измерение фазовой проницаемости по нефти после насыщения керна АСПО; фильтрация через керн, насыщенный АСПО, 3-ех поровых объемов разработанного растворителя в «обратном» направлении, моделирование процесса обработки призабойной зоны; выдержка при термобарических условиях; фильтрация нефти после обработки растворителем в «прямом» направлении, замер фазовой проницаемости по нефти и оценка коэффициента восстановления проницаемости.

В результате проведенных исследований (рисунок 1) было установлено, что градиент давления при фильтрации нефти через керн до насыщения АСПО составил 16,2 МПа/м, при проницаемости по нефти 10,22-10"1 мкм'и подвижности 0,8-10 1 мкм2/(мПа-с).

¿1« 5

.....................

УЧУ "

«■.трюм Р»<|К>»»и1« 0-0.5 мл/мкм Фан. •?»■*• И" 0"0,5 мл/мат

1

X 5

5 Г /1

/

1

- рот 1

Нормы)* обмч нрамчкн. м.

Рисунок 1 - Результаты проведения фильтрационных исследований После насыщения керна АСПО наблюдается увеличение градиента давления закачки нефти практически в 10 раз (179,6 МПа/м), коэффициент относительного изменения проницаемости составил -87,5%, подвижность по нефти снизилась

до 0,1'103 мкм2/(мПа-с), что свидетельствует о кольматации порового пространства АСПО.

Установлено, что после обработки керна растворителем происходит снижение градиента давления закачки нефти до 43,9 МПа/м, подвижности до 0,3-10 1 мкм2/(мПа-с) и увеличение проницаемости по нефти в 3 раза (3,83-10 1 мкм2). Таким образом, в результате проведенных фильтрационных исследований было выявлено, что разработанный растворитель способен эффективно очищать поровое пространство от АСПО, увеличивая фазовую проницаемость и подвижность нефти в 3 раза.

Исследования оптических свойств нефти проводились на образцах, которые отбирались с периодичностью 1 поровый объем при проведении фильтрационных испытаний.

При проведении оптических исследований в процессе фильтрации были выделены следующие характерные этапы (рисунок 2):

1. Фильтрация нефти в керне до насыщения АСПО. Происходит постепенное снижение Ксп. Это связано с осаждением асфальто-смолистых веществ (АСВ) на поверхности порового пространства и их перераспределением. Данное значение Ксп можно принять как базовое, соответствующее условиям эксплуатации, не осложненной формированием АСПО в поровом пространстве.

Фи.1ыр«ц|М1 j Фи. im радии И4'ф| м дмовиршпи Фи-im радии иг+1 N после per 1 корн ими

q«0.» h/mm q-ол шя/шш ' ь ^ q«o.i йл/тш

шг

2 С -----------j ! 1 ill

V

I

J

||и|м»МН uikrst П|Ш«41М1, tx

>*«»»АСП0 "1»ф|»поццАСПО Раоиопм» .......imin» леем ркчеомпв« -КСЛдоАСПО <*а поел* АСПО —-«ел Р*т»с0"т*л. <спг

Рисунок 2 - Результаты проведения исследований КС1, при проведении фильтрационных исследований растворителя

2. Фильтрация нефти в керне, насыщенным АСПО. Наблюдается значительное увеличение значений Ксп, свидетельствующее об увеличении доли АСВ в составе нефти. Происходит образование АСПО в поровом пространстве способствующее затруднению фильтрации нефти.

3. Фильтрация растворителя. Существенное увеличение Ксп свидетельствует о насыщении и выносе растворителем значительной доли АСВ из порового пространства, что позволяет говорить об отмывающем действии растворителя.

4. Фильтрация нефти через образец после обработки растворителем. Происходит снижение значений Кс„, вынос нефтью доли АСВ, отмытой растворителем, при этом косвенным признаком эффективности обработки растворителем служит значение Ксп, величина которого значительно ниже, чем до обработки растворителем.

В результате проведенных теоретических и экспериментальных исследований было выявлено, что оптический метод можно использовать при прогнозировании образования АСПО в призабойной зоне, а также для оценки эффективности и контроля за проведением обработок скважин растворителем.

Кроме того, исследования К™ проводились при испытании растворителей на установке «холодный стержень». При этом отбор проб при проведении эксперимента производился из ячеек с растворителем через определенные промежутки времени: 1, 2, 3 и 4 часа (таблица 4).

Таблица 4 - Результаты исследований Ксп растворителя при проведении экспериментов на установке «холодный стержень» при

55 °С

Время, ч 0 1 2 3 4

Ксп, см"1 629 4397,6 6289,79 8500 8726

Моющая способность, % 0 36,49 70,70 84,09 100

Установлено, что изменения Ксп при проведении лабораторных экспериментов на установке «холодный стержень» можно разбить на следующие этапы (рисунок 3):

1. Существенное увеличение значений Ксп свидетельствует о значительном переходе в растворитель доли АСВ. Происходит процесс отмывания растворителем.

2. Стабилизация значений Ксп свидетельствует о полном насыщении растворителя АСВ. Соответствует максимальному значению эффективности для данного растворителя.

Моющая способность, %

Рисунок 3 - Зависимость Ксп от моющей способности растворителя

В четвертой главе обоснована технология удаления АСПО из ствола скважины и ПЗП с применением разработанного растворителя, а также оптический метод контроля за ее реализацией с использованием скважинного фотометрического устройства.

Проведение технологии обработки скважин разработанным растворителем включает несколько этапов: подготовительные работы; промывка глубинно-насосного оборудования растворителем; проведение обработки ПЗП растворителем с последующим контролем и анализом эффективности растворителя оптическим методом.

Объем растворителя, необходимый для удаления АСПО из ствола скважины рассчитывается по следующей формуле:

У=(0-Сн)/К (1)

где V - объем растворителя, необходимый для удаления АСПО, м3; в - количество отложений, которое определяется при подъеме НКТ, а также с помощью профилометра, кг; Сн — концентрация насыщения растворителя парафином, кг/м3; К - коэффициент,

учитывающий снижение активности растворителя за счет его смешения с нефтью, равный 1,15-1,20.

Объем используемого реагента определяется на основании данных об эффективной мощности пласта в интервале перфорации, емкостных свойств коллектора и радиуса обработки по формуле:

V„, = тс г2 Н • ш • Кн, (2)

где Vm - объем растворителя; Н - эффективная толщина пласта; m -пористость; Кн - коэффициент нефтенасыщенности.

Выявленные закономерности изменения оптических свойств нефти и растворителя подтверждают перспективность применения скважинного 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. Устройство включает следующие основные блоки: приемный, фотометрический, выкидной, блок хранения данных, блок беспроводного (проводного) канала связи и блок питания.

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.

Применение скважинного фотометрического устройства, размещенного непосредственно в скважине при эксплуатации и во время проведения мероприятий позволяет контролировать не только процесс удаления АСПО, но и получать оптические характеристики добываемого флюида в режиме реального времени.

В результате проведенных исследований были установлены зависимости изменения Ксп при удалении АСПО с металлической поверхности и из порового пространства разработанным

растворителем. Получая непрерывные данные об изменении Ксп в процессе эксплуатации скважин и при проведении обработки растворителем, мы можем осуществлять мониторинг процесса образования АСПО, а также контроль и оценку эффективности удаления отложений.

Мониторинг при эксплуатации скважин. Непрерывное получение оптических данных непосредственно с забоя скважины и их интерпретация с использованием полученных закономерностей могут позволить производить мониторинг процесса образования АСПО в ПЗП. При этом признаком образования органических отложений в призабойной зоне будет служить значительное увеличение Ксп.

Контроль при промывке ствола скважины. Значительное увеличение значений Ксп будет свидетельствовать о процессе удаления отложений и насыщении растворителя АСВ, а стабилизация значений Ксп - о прекращении действия реагента и необходимости завершения процесса обработки.

Контроль при обработке призабойной зоны. Применение полученных закономерностей при интерпретации оптических данных, полученных с помощью разработанного прибора при проведении обработки призабойной зоны растворителем, могут быть использованы для оценки эффективности технологии. Признаком эффективности будет служить снижение величины Ксп до уровня значительно ниже, чем до обработки ПЗП растворителем.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В результате выполненного анализа геологического строения и состояния разработки ВУ ОНГКМ, установлено, что исследуемый объект представлен трещинно-поровыми известняками артинско-сакмарского яруса, характеризуется аномально высокими значениями газового фактора, низкой пластовой температурой и имеет пластовое давление близкое к давлению насыщения нефти газом. В процессе эксплуатации скважин выявлены осложнения, связанные с образованием АСПО, как в стволе скважин, так и в ПЗП.

2. Было выявлено, что для оценки изменения свойств добываемой нефти во время эксплуатации и в результате

применения различных геолого-технических мероприятий можно эффективно использовать оптические методы, которые отличаются достаточной чувствительностью, оперативностью и точностью.

3. Определен оптимальный состав реагента растворителя АСПО для условий ВУ ОНГКМ, представляющий собой смесь стабильного конденсата (60% масс.), толуола (29% масс.), бутанола (10% масс.), неионогенного ПАВ ОП-Ю (1% масс.) и КаОН (0,07% масс.). Также были определены основные параметры эффективности разработанного растворителя при пластовой температуре: моющая (33,81%), диспергирующая (55,97%) и растворяющая (29,14%) способности. Установлено, что повышение эффективности вплоть до полного растворения достигается при температуре 55°С соответствующая времени обработки 6 часам.

4. Выявлена высокая эффективность действия разработанного реагента при удалении АСПО с металлической поверхности при исследовании на установке «холодный стержень». При этом была подтверждена величина температуры 55°С, при которой моющая способность реагента достигает 100%.

5. В результате проведенных фильтрационных исследований установлено, что разработанный растворитель способен эффективно очищать поровое пространство от АСПО, увеличивая коэффициент фазовой проницаемости и подвижность нефти в 3 раза за счет высоких моющей, растворяющей и диспергирующей способностей.

6. Обоснована технология удаления АСПО из ствола скважины и призабойной зоны с использованием разработанного растворителя, учитывающего его технологические особенности.

7. Разработано скважинное фотометрическое устройство, предназначенное для автоматизированной регистрации оптических параметров на забое скважины в заданном интервале длин волн, их первичной обработки и передачи в программируемые системы автоматизированной аппроксимации с использованием полученных закономерностей.

8. В результате полученных теоретических и экспериментальных исследований был обоснован оптический метод с использованием скважинного фотометрического устройства, предназначенный для прогнозирования образования АСПО в

призабойной зоне, а также для оценки эффективности и контроля за проведением операции обработки растворителем.

Список работ, опубликованных по теме диссертации в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России:

1. Щербаков Г.Ю. Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений в добывающих скважинах нефтегазоконденсатных месторождений на углеводородной основе/ Г.Ю. Щербаков, A.B. Петухов, Г.М. Халикова // Нефтегазовое дело.Т. 13. № 2. - Уфа, 2015 г. -С.80-83.

2. Щербаков Г.Ю. Исследования оптических свойств асфальтеносмолопарафиновых отложений в добывающих скважинах нефтегазоконденсатных месторождений/ Г.Ю. Щербаков, A.B. Петухов, A.B. Поступов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». №2. - Уфа, 2015 г. -С. 143-155. - Режим доступа: http://ogbus.ru/ issues/ 2_ 2015 /ogbus_ 2 _2015_ р143 _155_ShcherbakovGY_ru.pdf.

3. Бурханов Р.Н. Перспективы создания и применения скважинного устройства измерения оптических свойств нефти/ Р.Н. Бурханов, И.В. Валиуллин, Г.Ю. Щербаков // Известия вузов. Нефть и газ. № 3. - Тюмень, 2013 г. -С. 6-10.

4. Скважинное фотометрическое устройство: патент на полезную модель 122434 Рос. Федерация: МПК Е21В47/00, Бурханов Р.Н., Щербаков Г.Ю.; заявитель и патентообладатель ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт»-№ 2012129575/03; заявл. 12.07.2012; опубл. 27.11.2012. опубликован 12.07.2012.

РИЦ Горного университета. 14.07.2015. 3.640. Т.100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

15 - - 8 3$ 4

2015675226

2015675226