Исследование условий образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах и разработка технологии борьбы с ними

Чеботников, Владислав Анатольевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Исследование условий образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах и разработка технологии борьбы с ними
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование условий образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах и разработка технологии борьбы с ними"

005006*9

На правах рукописи

ЧЕБОТНИКОВ ВЛАДИСЛАВ АНАТОЛЬЕВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ УСЛОВИЙ ОБРАЗОВАНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В СКВАЖИНАХ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ БОРЬБЫ С НИМИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 8 ЛЕН 2011

Тюмень - 2011

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном

образовательном учреждении высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Министерства образования и науки Российской Федерации на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Медведский Родион Иванович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский

научно - исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 23 декабря 2011 года в 9.00 часов на заседании диссертационного совета Д.212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 23 ноября 2011 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

Валеев Марат Давлетович

- кандидат технических наук Тарасов Михаил Юрьевич

доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Эксплуатация нефтяных скважин во многих регионах страны осложнена образованием твердых асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в подземном оборудовании. Такие осложнения частично или полностью перекрывают проходное сечение насосно-компрессорных труб (НКТ) на глубинах до 600...800 м, являясь причиной роста нагрузок на оборудование скважин и снижения подачи погружных насосов.

Проблема борьбы с АСПО, несмотря на период существования, исчисляемый десятками лет, в полной мере до сих пор не решена. Эти отложения имеют широкие интервалы изменения своего состава, отличаются по своим физико-химическим и механическим свойствам, образуются в разных термобарических условиях подъема жидкости в скважинах.

Известны различные способы и разработанные технологии предупреждения образования АСПО и их удаления с поверхности подземного оборудования. Эти технологии не носят универсальный характер и поэтому не могут применяться в каждом регионе по технико-экономическим соображениям.

Наиболее показательным по глубине и масштабам этой проблемы является Тимано-Печорская провинция нефтеносности, месторождения которой отличаются высоким содержанием парафина в нефти, доходящим до 9% масс. На месторождениях нефти ОАО «Нарьянмарнефтегаз», к примеру, межочистной период скважин с отложениями АСПО может составлять около 15 часов.

Совершенно очевидно, что для успешной борьбы с АСПО в этом регионе необходимо располагать сведениями о термобарических условиях подъема продукции скважин, температуре начала кристаллизации парафиновых углеводородов, групповом составе АСПО, а также скорости отложения АСПО в насосно-компрессорных трубах.

Цель работы

Повышение эффективности эксплуатации скважин добывающих высокопарафинистую нефть путем совершенствования способов борьбы с АСПО на базе лабораторных и промысловых исследований их состава, характера и скорости формирования отложений в насосно-компрессорных трубах.

Основные задачи исследования

1. Исследование физико-химических свойств высокопарафинистых нефтей и группового состава отложений высокомолекулярных соединений и термобарических условий кристаллизации парафина в колонне НКТ добывающих скважин.

2. Исследование температуры начала кристаллизации парафиновых углеводородов в зависимости от давления, плотности и молекулярной массы нефти, а также напряжений сдвига АСПО на поверхности труб.

3. Исследование динамики образования осадков АСПО и влияния на массу твердого осадка скорости подъема пластовой жидкости в НКТ, температуры и периода эксплуатации скважины, а также определение эмпирических коэффициентов соответствующих корреляций.

4. Внедрение результатов исследования по борьбе с образованием АСПО в скважинах при добычи высоковязкой нефти.

Научная новизна

1. Установлена температура начала кристаллизации парафиновых углеводородов нефтей Мядсейского и Тобойского месторождений, соответствующая 47...50°С при давлении 30 МПа. При снижении давления до 10 МПа происходит рост температуры на Ю...18°С в зависимости от физико-химических свойств нефти.

2. Установлено, что определяющую роль в формировании твердых отложений АСПО в колонне НКТ играют углеводороды С19 -С33. Выявлено

влияние температуры на напряжения сдвига этих отложений с поверхности труб.

3. Выявлены экспериментальные значения коэффициентов в зависимостях массы толщины отложившихся осадков АСПО от скорости подъема пластовой жидкости по колонне НКТ, температуры и продолжительности контакта жидкости с поверхностью труб.

4.Выявлено существование промежуточного слоя между твердыми отложениями АСПО и потоком нефти в трубах с вязкостью, значительно превышающий вязкость добываемой нефти. Промежуточный слой завершает перекрытие сечения насосно-компрессорных труб отложениями АСПО.

Практическая ценность

1.Выполнены исследования физико-химических свойств нефтей и группового состава твердых отложений в колоннах НКТ скважин Мядсейского и Тобойского месторождений, показавших содержание в них до 41,5% парафина, 56,6% смол и 8,7% асфальтенов.

2. Разработан лабораторный стенд и методика исследования термобарических условий кристаллизации парафиновых углеводородов и накопления твердых осадков на металлической поверхности.

3.Установлено, что наиболее эффективным средством предупреждения отложений АСПО в подземом оборудовании является тепловое воздействие с применением греющего кабеля. Дополнительная добыча от их применения на скважинах ОАО «Нарьянмарнефтегаз» в период с 2009 по 2010г.г. составил 33 327 тонн.

Основные защищаемые положения

1. Результаты исследования группового состава и физико-химических свойств твердых отложений в колоннах НКТ скважин нефтяных месторождений Тимано-Печорской провинции.

2. Экспериментальные зависимости температуры кристаллизации и скорости образования парафиносодержащих отложений в НКТ от

термобарических условий подъема нефти и продолжительности ее контакта с металлом.

3. Метод борьбы с образованием твердых осадков в колонне НКТ тепловым воздействием с помощью греющего кабеля.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования включает разработку методик расчета условий образования парафиносодержащих отложений в скважинах и метода предупреждения осложнений в механизированной добыче нефти.

Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно: пункту 4: «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов»

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: научно - технических советах ООО «Нарьянмарнефтегаз», семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» ТюмГНГУ (2007 - 2010 г.г.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 6 печатных работах, в том числе в 3 изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 139 страницах машинописного текста, содержит 49 таблиц, 41 рисунок. Состоит из введения, четырех

разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 137 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость диссертационной работы, определены основные направления исследований.

В первой главе представлены результаты исследований состава и условий образования твердых отложений в скважинах с высокопарафинистой нефтью Мядсейского и Тобойского месторождений.

Физико-химические свойства нефтей этих месторождений определялись по устьевым пробам, а также дегазированным нефтям после сепарации и однократного разгазирования глубинных проб.

Для нефтей характерно довольно высокое содержание кислых компонентов - смол и асфальтенов. Содержание смол достигает 10,56 % вес. и 13,84% вес. (скв. 32, Мядсейская площадь), асфальтенов - 10,97 % вес. По указанным компонентам нефти указанного пласта относятся к типу смолистых. Содержание парафинов колеблется от 2,07 % вес. (скв. 37, устьевая проба) до 9,19 % вес. (скв. 35, дегазированная глубинная проба).

Основной объем исследований данной работы были выполнены на скважинах № 46 и 49 Мядсейского и № 11 и 101 Тобойского месторождений. Опыт эксплуатации этих скважин показал, что скорость отложений АСПО столь высока, что по истечении 15...40 часов сечение НКТ может полностью перекрыться и прекратиться подача. В таблице 1 приведены физико-химические характеристики нефти из этих скважин, из которой видно, что содержание парафиновых углеводородов составляет около 9 %, что свидетельствует о высокой степени вероятности образования твердых отложений в подземном оборудовании.

Таблица 1 - Физико-химические характеристики разгазированных нефтей месторождений ООО "Нарьянмарнефтегаз"

Номер скважины Пласт Плотность нефти, кг/ м3, при 20 °С Динамическая вязкость, мПа с при температуре Температура застывания, °С Молекулярная масса Массовое содержание, % Температура плавления парафина. °С

20 °С 50 °С воды серы асфальтенов смол сшшкагелевых парафина

Мядсейское месторождение

46 872,1 - 23,29 +22 245 0,1 0,60 9,15 48,9 8,3 57

49 О, 849,2 23,37 7,299 +8 227 8,3 0,18 5,67 28,6 5,2 60

Тобойское месторождение

11 С,р 837,3 15,96 5,124 +17 205 0,2 0,22 5,70 42,9 6.3 55

101 906,7 112,9 27,48 +7 325 1,3 2,40 7,29 29,4 7.3 56

На рисунке 1 представлены кривые изменения давления и температуры по скв.49 Мядсейского месторождения. Аналогичные кривые по другим скважинам показали, что на глубинах скважин менее 500 м температура нефти не превышает температуру застывания (8.. ,22°С).

В таблице 2 приведены физико-химические свойства твердых отложений, отобранных из скважин пробоотборником ВПП-300.

Для комплексного анализа результатов исследований составов АСПО до С34-40 весь состав был разделен на 4 группы. В первую группу были включены углеводороды метан - октан (С, - С8), углеводороды этой группы условно названы сверхлегкими. Углеводороды с нонана по генейкозаны (С9 - С21) названы легкими, в нормальных условиях они находятся в жидком состоянии. Углеводороды с докозана по дотрикозан (С22 - С32) условно названы углеводородами средней плотности, в нормальных условиях они представляют собой твердые вещества и являются парафином. Углеводороды с

тритриконтана по тетраконтан (С33 - С40), т.е. и остаток условно названы тяжелыми углеводородами. Они относятся также к углеводородам парафинового ряда церезину.

-----,------ i

-------- ¡

♦ Давление. МПа

— —•—Температура, С .............j 1 ¡ ¡ |

о 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

Глубина, н

Рисунок 1 - Зависимость давления и температуры от глубины скважины.

Месторождение МЯДСЕЙСКОЕ, скважина 49

Разделение на эти группы обусловлено необходимостью проведения обобщения по анализу изменения состава осадка по глубине скважины. В таблице 3 приведены зависимости изменения группового состава АСПО по глубине ствола скважины.

Из приведённых данных следует, что, по мере продвижения нефти в колонне НКТ, с температур порядка 60°С в нефти начинают образовываться кристаллы тяжелого, относительно тугоплавкого парафина, который носит название церезин. Доля церезина по мере подъема нефти уменьшается за счет начала осаждения обычного парафина. По мере подъема нефти доля парафина в осадке постепенно уменьшается за счет вхождения в кристаллическую структуру осадка, изоморфно замещающих его более легких углеводородов, растворимых в нефти.

Таблица 2 - Физико-химические свойства асфальтосмолопарафиновых

отложений

и 3 Плотность, кг/м3 Т плавления | отложений, °С Массовое содержание, % Т плавления парафина, "С л н X

к X и о о. о н о и Пласт Номер скважин Глубина, м серы асфальтенов смол парафина Твердые компрне % масс.

£ 0> с» « я

Мядсейское о2 46 ~ § с " О < 880,1 0,77 8,69 39,9 8,5 58 57,1

200 857,2 49 0,23 3,32 18,9 37,9 66 60,1

400 883,8 41 0,30 3,68 22,6 26,5 57 52,8

Тобойское Оф 11 600 873,3 44 0,37 2,80 10,5 29,5 62 42,8

800 865,5 49 0,22 3,99 14,9 41,5 66 60,4

1000 850,3 55 0,05 3,27 18,7 39 68 61,0

200 911,8 44 2,40 7,59 56,6 23,2 61 87,4

400 926,1 50 3,00 5,83 32,9 24,2 65 62,9

Тобойское 101 600 907,8 50 0,15 6,37 19,4 27,3 60 53,1

800 910,7 47 0,13 5,28 18,8 34,5 60 58,6

1000 916,3 48 2,60 3,36 14,2 27,2 65 44,8

Таблица 3 - Зависимость изменения группового состава углеводородов в

АСПО по глубине ствола скважины. Месторождение ТОБОЙСКОЕ

Глубина, м Скважина 11 Скважина 101

Легкие Средние Тяжелые Легкие Средние Тяжелые

200 25,7 29,9 43,7 23,3 30,6 45,7

400 37,5 37,9 23,7 21,3 31,8 46,9

600 29,5 32,1 37,7 19,7 25,3 54,6

800 19,8 28,7 51,4 23,4 34,4 41,6

1000 27,3 31,7 39,9 12,4 13,4 73,8

Во второй главе приводятся исследования условий кристаллизации парафиновых углеводородов и отложений АСПО на поверхности образования скважин. Ввиду того, что температура начала кристаллизации парафина зависит от давления в лабораторных условиях были проведены исследования по изучению объема нефти от температуры при давлениях 10 и 30 МПа. На рисунке 2 приведен один из полученных графиков, который аппроксимируется двумя линиями с разными углами наклона.

Рисунок 2 - Зависимость изменения объёма пластовой нефти от температуры при давлении 30 МПа. Месторождение ТОБОЙСКОЕ, скважина 11 При образовании осадка АСПО из пластовой нефти (кристаллизации парафинов и церезинов) происходит перелом прямой зависимости объёма от температуры, т.к. плотность кристаллов парафина отличается от плотности пластовой нефти. Плотность парафина в стандартных условиях значительно колеблется, от 800 до 920 кг/м3, в то время как плотности нефти, определенные ранее, от 837 кг/м3 и более, т.е. при выпадении кристаллов парафина будет

происходить уменьшение объема нефти при снижении температуры. В тоже время в связи с тем, что в осадок в первую очередь выпадает более тугоплавкий церезин, имеющий большую плотность, может происходить ускорение изменения объема с увеличением температуры. Данный процесс осложняется также тем, что в осадок вместе с парафином выпадают и более тяжелые, чем парафины, асфальтены и смолы. Таким образом, на зависимостях объёма от температуры могут быть как выпуклые, так и вогнутые кривые. В том случае, если плотность образующегося осадка будет соответствовать плотности исследуемой нефти, точки перелома зависимости объёма от температуры могут не наблюдаться.

Точка пересечения двух экстраполированных кривых будет температурой начала кристаллизации парафинов при заданном давлении.

Полученные, таким образом, результаты сравнивались с результатами исследований проб АСПО из НКТ и парафинов, выделенных из нефти. Результаты приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Результаты лабораторных исследований

Месторождение Скважина Температура кристаллизации, °С

Расчетная Парафина, выделенного из нефти Парафина, выделенного из АСПО

Тобойское 11 65,9 55 63,8

Тобойское 101 50,7 56 62,2

Мядсейское 49 60,7 60 62

Как видно из таблицы, расчетные и лабораторные данные различаются незначительно.

Температура начала кристаллизации высокомолекулярных углеводородов значительно зависит от давления. Максимальное увеличение температуры

кристаллизации 17°С при снижении давления от 30 до 10 МПа наблюдается для пластовой нефти скважины 11 Тобойского месторождения. При этом температура кристаллизации углеводородов при давлении 30 МПа для всех исследованных нефтей отличается в меньшей степени от 43 °С для скважины 101 до 50°С скважин 11 и 49.

Для моделирования условий отложения АСПО была спроектирована и изготовлена специальная установка, поддерживающая термобарические условия, аналогичные скважинным (рисунок 3).

В контейнер объёмом 1 л помещается проба нефти и нагревается до температуры 55°С, эта температура выбрана исходя из максимальной температуры плавления осадка АСПО, полученной при исследовании температур плавления осадков, извлечённых из колонны НКТ.

Нагретая нефть вытеснялась в модель НКТ водой из другого контейнера. Модель НКТ состоит из 9 отрезков трубок из малоуглеродистой трубной стали с внутренним диаметром 3 мм. Наборы из трёх последовательно соединённых трубок помещены в водяную рубашку, по которым осуществляется циркуляция воды с заданной вышеуказанной температурой. Циркуляция воды осуществляется с помощью жидкостных термостатов.

Давление в нагнетаемой нефти поддерживается на уровне 1,2 - 1,5 МПа или при давлении, соответствующем данной температуре в колонне НКТ. Скорость истечения на уровне 1, 5, 10 см/сек и заданное давление поддерживались с помощью регулирующих вентилей.

Перед экспериментом каждый отрезок трубы взвешивается с точностью до 0,0001 г. После эксперимента трубки взвешиваются, и по приросту веса трубки определяется количество осадившегося АСП.

После пропускания 0,5 л нефти модель ставится вертикально для стекания нефти из трубок.

За один эксперимент прирост осадка составлял менее 0,1 г, в среднем 0,02 -0,1 г. Одновременно при одной температуре находятся 3 трубки, т.е.

осуществляются три параллельных измерения. Всего для получения

зависимости объём пропущенной нефти (время контакта) - количество

осадившегося АСПО пропускается 3 - 3,5 л нефти (проводится 6-7 экспериментов).

Рисунок 3 - Схема экспериментальной установки

В таблице 5 приведены результаты проведения исследований по определению динамики образования осадка АСП из нефтей скважины 46 Мядсейского месторождения.

Первый эксперимент проводился на образце нефти скважины 11 Тобойского месторождения при температурах 40, 30, 20 °С. По результатам можно заметить, что первоначально шло медленное накопление слоя АСПО. Начиная с одного литра пропущенной нефти произошло существенное ускорение скорости роста слоя АСПО, далее она принимает линейный характер.

Таблица 5 - Динамика осаждения парафинов на трубчатой модели НКТ, проба поверхностной нефти, нагрев до 55 °С. Скорость течения нефти 1 см/сек. Месторождение Мядсейское, скважина 46. Трубки от предшествующего АСПО очищались _не до металла._

Время, час Динамика осаждения парафинов, кг/м2, при температуре, °С

40 30 20

0 0 0 0

2 3,52-10° 3,57-10"3 3,05-10"3

4 3,52-10° 3,57-10"3 4,50-10"3

6 10,82-103 12,14-Ю"3 12,90-10"3

8 16,02-10"3 13,14-Ю"3 20,77-10"3

10 18,98-10"3 20,99-10"3 29,22-10"3

12 18,98-Ю"3 20,99-10"3 30,08-10"3

14 21,10-Ю"3 21,58-10"3 30,08-10"3

Эксперименты показали что:

- В ряде случаев в интервале температур 5...10°С наблюдается рост скорости образования АСПО. При дальнейшем увеличении температуры происходит снижение скорости образования АСПО. При большей скорости течения (10 см/сек) скорость образования АСПО не изменяется с ростом температуры.

- Зависимость количества накопленного АСПО от температуры изменяется. Если для скважин 11 и 46 наблюдается последовательный рост количества осадка от уменьшения температуры, то для указанных скважин 101 и 49 он не наблюдается. Максимальное количество образовавшегося осадка приходится на температуру 30°С, меньшее для 20°С и самое меньшее при 40 °С.

На поверхности трубок кроме слоя твёрдого парафина образуется слой относительно подвижного АСП, с вязкостью (напряжением сдвига) меньше,

чем у АСПО, но больше чем у исходной нефти. Этот пристеночный слой повышенной вязкости находится в динамическом равновесии с потоком протекающей нефти, т.к. его вязкость (данные по напряжению сдвига нефти и пристеночного слоя будут представлены далее) сравнима с вязкостью нефти.

Увеличение температуры закономерно приводит к уменьшению скорости роста АСПО, что связано с лучшей растворимостью парафина при повышенной температуре. Уменьшение температуры соответственно приводит к уменьшению растворимости парафина и к увеличению скорости роста слоя осадка АСП.

На рисунке 4 представлена зависимость скорости роста слоя АСПО от температуры для различных линейных скоростей течения нефти. Из приведенной зависимости видно, что они носят линейный характер. Для исследованных проб нефтей в работе получены корреляции для расчета скорости образования осадка во времени.

—•—Скважина 46 —а—Скважина 49 Скважина 11 Скважина 101

Рисунок 4 - Зависимость образования слоя АСПО на модели скважин Тобойского и Мядсейского месторождений от скорости течения при температуре Ю°С

В третьей главе приводятся результаты исследований образования твердых отложений АСПО в термобарических условиях движения жидкости в скважинах и их механических свойств.

Глубинные пробы нефти исследовались при давлениях выше давления насыщения (13 МПа) и температурах, указанных в таблице 6.

На рисунке 5 приведены результаты изучения динамики образования АСПО на трубчатой модели НКТ при скважинных условиях. Видно, что зависимость количества АСПО от продолжительности эксперимента носит линейный характер и с высокой степенью достоверности описывается линейной зависимостью. Для других образцов получены аналогичные зависимости.

Для образцов глубинных проб нефти происходит заметно большее осаждение АСП по сравнению с образцами из разгазированных поверхностных проб. Данный факт объясняется тем, что в глубинных пробах присутствует пластовая вода. Присутствие гидрофильной, не смачивающей кристаллы парафина воды облегчает контакты кристаллов друг с другом и, соответственно, усиливает рост АСПО [2].

Таблица 6 - Термобарические режимы эксплуатации скважин Тобойского

и Мядсейского месторождений

Глубина, м 46 49 И 101

Давление, МПа Температура, °С Давление, МПа Температура, °С Давление, МПа Температура, °С Давление, МПа Температура, °С

0 1,87 11,5 2,96 1,4 2,13 1,5 0,57 -1,1

100 2,73 14,7 5,26 2,5 3,48 3,8 1,33 -0,9

200 3,56 18,6 5,99 4,1 4,18 5,9 2,3 0,5

300 4,45 19,1 6,61 6,3 5,09 8,5 3,26 2,6

400 5,36 19,5 7,77 8,5 5,66 11,0 4,2 4,6

600 7,05 29 9,89 12,5 7,19 17,1 6,08 8,4

800 8,67 35,9 11,59 17,2 8,9 27,2 7,71 12,7

1000 10,13 40,8 13,46 21,5 9,95 30,3 9,2 16,7

Время течения, час

-•- ашИв, мг/см2 1=30°С -•- (МБ, мг/см2 Р=20°С

--мг/см2 -Линейный ((1тА38, мг/см2 1=10°С)

-Линейный (ЛгйБ, мг/см2 1=20°С) --Линейный ((1пуЖ>, мг/см21=30°С)

Рисунок 5 - Динамика осаждения парафинов на трубчатой модели НКТ.

Месторождение Мядсейское, скважина 46, исходный нагрев нефти до 55 °С. Глубинная проба

Для скважин 49 Мядсейского и 101 Тобойского месторождений при температурах, соответственно, 10 и 20°С осадилось больше парафинов, чем при температурах, соответственно, 5 и 10 °С. Полученный результат подтверждает сделанный вывод о существенном влиянии состава углеводородов С24+ на характер процесса АСПО.

Результаты расчета коэффициента скорости роста слоя АСПО от времени контакта стенок НКТ с глубинной нефтью приведены в таблице 7. Она позволяет по исходным данным глубины и температуры этих скважин рассчитать скорость образования твердых осадков.

Для исследования напряжения сдвига была разработана экспериментальная установка. На горизонтальной основе подвижно закреплялись два плоских образца малоуглеродистой стали. Образцы между собой скреплялись слоем расплавленного АСПО. На один образец через систему шкивов с помощью гибкой тяги подвешивался переменный груз и отмечался момент начала движения пластин относительно друг друга. По

площади перекрытия пластин и массе груза рассчитывалось напряжения сдвига.

Таблица 7 - Скорость роста слоя АСПО при скважинных условиях из

образцов глубинных проб нефти Тобойского и Мядсейского месторождений. Линейная скорость течения нефти 10 м/сек-10"3

№ скв. Скорость осаждения АСПО, м/час*106 при температурах.

5°С 10°С 20°С 30°С

46 - 61,17 44,44 24,71

49 39,37 63,89 35,25 -

И 29,93 16,73 9,45 -

101 44,61 14,84 16,27 -

Вся конструкция за исключением груза помещалась в термостат с заданной температурой. Так как на значение напряжения сдвига может оказать влияние толщина испытываемого образца вещества, наносился слой вещества минимальной толщины. Толщина слоя контролировалась по сумме толщин пластин и вещества. Толщина в среднем составляла 0,05 - 0,1 мм. Максимальная масса груза, используемого для определения напряжения сдвига, составляла 3 кг при площади перекрытия в 4,4 см2. Если этой массы груза было недостаточно для смещения пластин, площадь перекрытия уменьшали. Минимальная площадь перекрытия составляла не менее 1 см2. Результаты исследований приведены на рисунке 6.

Из проведенных исследований величины напряжения сдвига АСПО при различных температурах следует:

напряжение сдвига АСПО стремится к нулю при температурах в районе 30-45°С;

при более высоких температурах напряжение сдвига АСПО из нефтей Тобойского месторождения (особенно скв.101) выше, чем у

нефтей Мядсейского месторождения, что объясняется различием фракционного состава.

при низких температурах важную роль в образовании АСПО играет "промежуточный слой", способный перекрыть сечение НКТ.

300 , -----------------------------------------------------------

о 2 4 в 8 10 12 14 16 18

Температура, °С

Рисунок 6 - Зависимость напряжения сдвига АСПО от температуры.

Месторождение Тобойское, скважина 101. Осадок со всего ствола скважины

В четвертой главе выполнен анализ методов предупреждения отложений АСПО и приведены результаты применения тепловых обработок.

В анализ вошли методы борьбы с АСПО, включающие механические, химические, магнитные технологии, а также покрытие НКТ различными эмалями и тепловые обработки. Показано, что по технико-экономическим соображениям, наиболее эффективным для месторождений Тимано-Печорской провинции является применение греющих кабелей.

При спуске греющих кабелей в скважины поддерживается температура на устье - 30-32°С, которая соответствует порогу начала образования АСПО. Данные по скважинам Мядсейского, Тобойского и Перевозного месторождений представлены в таблице 8.

Из приведенных данных в таблице 8 можно сделать вывод о том, что использование греющих кабелей значительно упрощает условие эксплуатации

скважин, т.к. отпадает необходимость использования ингибиторов и очищающих устройств, наблюдается увеличение дебита по скважинам, представленным на рисунке 7.

Таблица 8 - Показатели работы скважин оборудованных греющими кабелями

JV» Дата пуска № Месторожд Глубина спуска кабеля,м Дебит до спуска Дебит после спуска кабеля м3/сут N Температура Прирост дебита

п/п СКВ. ение кабеля м3/сут (кВт) на устье,°С м'/сут %

1 21.05.2006 6 Перевозное 1600 35 125 58 32 90,0 257%

2 02.06.2006 45 Мядсейское 1150 45 63 52 33 18.0 40%

3 14.01.2007 2107 Перевозное 1400 80 263 65 34 183.0 229%

4 21.01.2007 66 Мядсейское 1150 36 47 55 36 11,0 31%

5 22.02.2007 201 Тобойское 1300 86 122 60 30 36,0 42%

6 28.02.2007 35 Мядсейское 1150 44 58 50 32 14,0 32%

7 12.03.2007 202 Тобойское 1400 45 63 50 32 18,0 40%

В среднем но месторождениям 52,9 100%

6 45 2107 66 201 36 202

№ скважины

Ш Дебит до с пуска кабеля я Дебит после спуска кабеля

Рисунок 7 - Изменение дебита скважин при использовании УПС Как видно из рисунка 7 дебит скважин №6 и №2107 увеличился на 90 и 183м3/сут соответственно.

На текущий момент на Мядсейском, Перевозном и Тобойском месторождениях работает 14 установок прогрева скважин. Средний срок наработки оборудования составил 346 дней. За последний год на скважинах, оборудованных установками прогрева скважин (УПС), остановок по причинам выпадения АСПО не наблюдается.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. В результате анализа условий эксплуатации скважин с высокопарафинистой нефтью Мядсейского и Тобойского месторождений Тимано-Печорской провинции показал, что период полного перекрытия НКТ твердыми отложениями АСПО составляет 15...20 часов. Состав твердых отложений включает до 42 % парафинов, 9 % асфальтенов и 57 % смол.

2. Проведенные исследования термобарических условий подъема жидкости в НКТ и их физико-химических свойств показали, что температура кристаллизации парафина составляет 47-50°С, а определяющими в отложениях являются углеводороды С^-Сзз. Установлена связь температуры начала кристаллизации с давлением, плотностью и молекулярной массой нефти.

3. Изучена динамика образования осадков АСПО из нефти, показавшая линейное увеличение их массы во времени, а также с ростом скорости подъема нефти в НКТ. Получены эмпирические значения коэффициентов в установленных зависимостях для конкретных залежей нефти.

4. Определены напряжения сдвига и скорости образования слоя АСПО как для глубинных проб нефти в соответствующих термобарических условиях, так и для разгазированных нефтей. Установлено, что толщина АСПО в зависимости от глубины скважины и состава нефти за период времени 12 часов достигает величин 1...8 мм. В отложениях АСПО обнаружен переходный слой с вязкостью, значительно большей вязкости нефти.

5. Выполнен анализ существующих методов борьбы с образованием АСПО в скважинах с высокопарафинистой нефтью, показавший преимущество использования греющего кабеля по своим технико-экономическим

показателям. Применение таких кабелей позволило увеличить температуру нефти на устье скважин в среднем до 38°С и прирастить добычу нефти более чем на 200%.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах.

1. Чеботников В.А. Исследование напряжения сдвига асфальтосмолопарафиновых отложений Мядсейского и Тобойского месторождений (статья)// Территория НЕФТЕГАЗ. - 2009. - № 12. - С. 54-57.

2. Чеботников В.А. Методика определения температуры начала кристаллизации асфальтосмолопарафиновых отложений в скважине по данным лабораторных исследований нефти (статья)// Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 2. - С. 96-98.

3. Чеботников В.А. Моделирование образования АСПО на стенках насосно-компрессорных труб в зависимости от различных параметров режима работы (статья)/ В.А. Чеботников, P.M. Галикеев // Нефтепромысловое дело.-2010.-№4.-С. 44-47.

4. Чеботников В.А. Анализ проведения опытно-промышленного испытания насосно-компрессорных труб на Перевозном месторождении / В.А. Чеботников, Р.И. Медведский // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научн.тр./ Под ред. С.И. Грачева // - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 334338.

5. Чеботников В.А. Моделирование образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) при термобарических режимах работы скважины с использованием глубинных проб нефти/ В.А. Чеботников, Р.И. Медведский // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научн.тр./ Под ред. С.И. Грачева // - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 338-343.

6. Чеботников В.А., Анализ опытно-промышленного использования греющих кабелей на месторождениях ООО «Нарьянмарнефтегаз»/ В.А. Чеботников, Р.И. Медведский // Известия высших учебных заведений. Нефть и

Газ.-2011 № 3 - С. 74-78.

Соискатель

В.А. Чеботников

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 06.10.2011 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso.

Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 237.

Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук».

Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г. 625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452)46-54-04,46-90-03.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Чеботников, Владислав Анатольевич, Тюмень

61 12-5/810

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

На правах рукописи

Чеботников Владислав Анатольевич

Диссертация на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Научный руководитель -д.т.н., профессор Р.И. Медведский

Тюмень

-2011

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ..................................................................... 5

1. ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА И УСЛОВИЙ ОБРАЗОВАНИЯ ТВЕРДЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБАХ СКВАЖИН С ВЫСОКОПАРАФИНИСТОЙ НЕФТЬЮ МЯДСЕЙСКОГО И ТОБОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ........... 9

1.1. Краткие сведения о залежах и физико-химических свойствах высокопарафинистых нефтей месторождений.................................. 9

1.2. Характер отложения АСПВ на поверхности НКТ и влияние на него шероховатости труб..................................................... 18

1.3. Методы прогнозирования отложений АСПВ в подземном оборудовании скважин........................................................ 23

1.4. Групповой состав углеводородов твердых отложений, отобранных с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб скважин.................................................................... 32

Выводы........................................................................... 48

2. ИССЛЕДОВАНИЕ УСЛОВИЙ КРИССТАЛИЗАЦИИ ПАРАФИНОВЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ И ОТЛОЖЕНИЙ АСПВ НА ПОВЕРХНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН................. 49

2.1. Кристаллизация парафиновых углеводородов и факторы, влияющие на образование твердых отложений........................... 49

2.2. Моделирование отложений АСПО и результаты исследования динамики их роста на поверхности НКТ скважин........................................................................... ^

2.3. Математическая модель скорости осаждения АСПО.................. 76

Выводы........................................................................... 81

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ ТВЕРДЫХ ОТЛОЖЕНИЙ АСПВ В ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ ДВИЖЕНИЯ СВОЙСТВ........................................................................

3.1. Моделирование отложения АСПВ при термобарических условиях скважин с использованием глубинных проб нефти..............................................................................

3.2. Методика и результаты изучения напряжений сдвига АСПО при различных составах отложении.............................................

Выводы...........................................................................

4. АНАЛИЗ МЕТОДОВ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ТВЕРДЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В СКВАЖИНАХ И РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕПЛОВЫХ ОБРАБОТОК............................. 96

4.1. Краткий обзор существующих методов депарафинизации

скважин...........................................................................

4.2 Опытно-промышленные испытания греющих кабелей для предупреждения образования АСПО в скважинах с высоко-

парафинистой нефтью..................................................................................................................117

Выводы......................................................................................................................................................124

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ....................................................125

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ........................................................................................................127

89 95

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Эксплуатация нефтяных скважин во многих регионах страны осложнена образованием твердых асфальтосмолопарафиновых отложений в подземном оборудовании. Такие осложнения частично или полностью перекрывают проходное сечение насосно-компрессорных труб на глубинах до 600...800 м, являясь причиной роста нагрузок на оборудование скважин и снижения подачи погружных насосов.

Цель работы

Основные задачи исследования

3. Исследование динамики образования осадков АСПВ и влияния на массу твердого осадка скорости подъема пластовой жидкости в НКТ, температуры и периода эксплуатации скважины, а также определение эмпирических коэффициентов соответствующих корреляций.

Научная новизна

2. Установлено, что определяющую роль в формировании твердых отложений АСПО в колонне НКТ играют углеводороды С]9 -С33. Выявлено

влияние температуры на напряжения сдвига этих отложений с поверхности труб.

Практическая ценность

1 .Выполнены исследования физико-химических свойств нефтей и группового состава твердых отложений в колоннах НКТ скважин Мядсейского и Тобойского месторождений, показавших содержание в них до 41,5% парафина, 56,6% смол и 8,7% асфальтенов.

2.Разработан лабораторный стенд и методика исследования термобарических условий кристаллизации парафиновых углеводородов и накопления твердых осадков на металлической поверхности.

3.Установлено, что наиболее эффективным средством предупреждения отложений АСПВ в подземом оборудовании является тепловое воздействие с применением греющего кабеля. Дополнительная добыча от их применения на скважинах ОАО «Нарьянмарнефтегаз» в период с 2009 по 2010г.г. составил 33 327 тонн.

Основные защищаемые положения

термобарических условий подъема нефти и продолжительности ее контакта с металлом.

3. Метод борьбы с образованием твердых осадков в колонне НКТ тепловым воздействием с помощью греющего кабеля.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Апробация результатов работы

Публикации

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 139 страницах машинописного текста, содержит 49 таблиц, 41 рисунок. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 137 наименований.

1. ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА И УСЛОВИЙ ОБРАЗОВАНИЯ ТВЕРДЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБАХ СКВАЖИН С ВЫСОКО-ПАРАФИНИСТОЙ НЕФТЬЮ МЯДСЕЙСКОГО И ТОБОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1. Краткие сведения о залежах и физико-химических свойствах высокопарафинистых нефтей месторождений

Мядсейское и Тобойское месторождения нефти расположены на территории Ненецкого национального округа Архангельской области и разрабатываются ОАО «Нарьянмарнефтегаз».

В бурение Тобойская площадь введена в 1983 г., Мядсейская - в 1984г. В первом случае год спустя (скв. 11) открыта залежь нефти в пражском ярусе (Бф). Затем была выявлена залежь нефти в пласте Оз!" (скв. 12). Во втором случае промышленная нефтеносность была установлена первой же скважиной №1 в карбонатных отложениях нижнего девона. Всего на Тобойском месторождении пробурено 11 поисково-разведочных скважин, на Мядсейском - 5. Скважинами вскрыт осадочный чехол от четвертичных до силурийских отложений общей толщиной 4300м. Палеозой представлен породами силура, девона, карбона и перми. В указанной части разреза преобладают карбонатные породы. Терригенные развиты спорадически и занимают в общем объеме осадочного чехла подчиненное значение. С указанным структурно-тектоническим этажом связано развитие промышленной нефтеносности в разрезе.

В нижнем девоне в составе хатояхинской свиты (пачка II) выделяется довольно значительная толща водорослевых и органогенно-детритовых известняков толщиной 171-182м. Она подразделяется на довольно выдержанные пласты А, Б, В, Г, Д чистых карбонатов (известняки доломитизированные, вторичные доломиты), являющихся коллекторами нефти, экранами между которыми служат глинисто-карбонатные прослои

пород. Толщина продуктивных пластов составляет 15-35м. Флюидоупором для рассматриваемого продуктивного комплекса являются вышезалегающие глинистые породы (мергели, глинистые известняки). Закрытость данной части разреза увеличена за счет развития в верхах лохковского яруса ангидрито-доломитовой пачки пород толщиной 296-3 04м. По этой причине в рассматриваемом комплексе продуктивных отложений наблюдается АВПД с коэффициентом аномальности 1,71-1,73.

В незначительных по толщине терригенных отложениях эйфельского яруса среднего девона выявлен продуктивный пласт D2■ Коллекторами являются песчаники.

Кроме того, установлена залежь нефти в биогермных известняках верхнефранского подъяруса (пласт

Вследствие близкого расположения Тобойской и Мядсейской площадей можно сделать вывод о высоком сходстве физико-химических характеристик нефтей для продуктивных горизонтов, выявленных на их территории.

Физико-химические свойства нефти изучены по устьевым и глубинным пробам.

Состав и свойства нефтяного газа изучены методом газожидкостной хроматографии. Его содержание в нефти определялось методом однократного и дифференциального разгазирования.

Ниже приведены свойства пластовых нефтей в стандартных условиях.

Пласт Оф

На основании имеющихся анализов плотность нефти по устьевым пробам колеблется в пределах от 915,2 кг/м3 до 940 кг/м3. На Мядсейской площади плотность несколько снижается и составляет 895 кг/м (скв.31). Однако в приконтурной скважине 32 ее значение возрастает до 933 кг/м . Среднее значение равно 925 кг/м3. Плотность дегазированной нефти,

определенная по двум глубинным (скв. 1, 35) и одной рекомбинированной

3 3

пробе (скв. 36) изменяется от 916,6 кг/м до 927,6 кг/м .

Вязкость нефти при стандартной температуре (20 °С), определенная по устьевым пробам, изменяется от 241,8 мПа-с (скв.1) до 867,9 мПа-с (скв. 36). После разгазирования нефтей значение указанного параметра составило 233,04 - 491,6 мПа-с. С учетом осреднения вязкость по устьевым и дегазированным пробам равна 493,6 мПа-с и 396,37 мПа-с, в целом по залежи

- 465,47 мПа-с.

Для нефтей характерно довольно высокое содержание кислых компонентов - смол и асфальтенов. Содержание смол достигает 10,56% вес. и 13,84%вес. (скв. 32, Мядсейская площадь), асфальтенов - 10,97%вес. По указанным компонентам нефти указанного пласта относятся к типу смолистых. Содержание парафинов колеблется от 2,07% вес. (скв. 37, устьевая проба) до 9,19% вес. (скв. 35, дегазированная глубинная проба). По залежи Мядсейского месторождения содержание данного компонента обычно не превышает 2,44-2,52% вес. (скв. 31,32).

Нефти сернистые, ее содержание составляет 2,12-3,16% вес., по Мядсейской площади по устьевой пробе скважины 32 соответствующее значение составило 3,79%) вес. Средняя температура начала кипения равна 80-90°С. Выход светлых фракций до 200°С составляет 10-15% об., до 300°С

- 37-38%об. Температура застывания в среднем +2-6°С.

Пласт й2.

Физико-химические свойства данной залежи изучены по устьевой пробе, отобранной в скважине 46 и четырем глубинным - в скважине 45. По данным анализа в последней из них плотность сепарированной нефти - 857,2 кг/м3, вязкость при 40°С - 20,71 мПа-с. Нефть смолистая, содержание смол достигает 19,20%мас, асфальтенов - 0,60%мас. Выход светлых фракций до 200 °С при начальной температуре кипения 67 °С составляет 12,5 %об, до

30°С - 33,5 %об. Температура застывания нефти +14°С. Содержание парафина достигает 6,07 %мас, серы - 0,64 % мае.

Пласты нижнего девона (В]-А,В]-Б,В1-В,П1-Г, X)/ - Д)

Пробами охарактеризованы пласты Б, - Ги Б] - Д. Из-за отсутствия материалов ГИС определить стратиграфическую принадлежность интервала аварийного притока в скважине 1 Мядсейской площади невозможно. Поэтому отобранные в ней пробы нефти отнесены ко всем рассматриваемым залежам. Учитывая их близкое расположение по разрезу и геологическое единство строения продуктивных отложений, можно утверждать, что физико-химические свойства нефтей по указанным пластам также близки между собой. Исходя из этого, их характеристика дается в целом по данной группе залежей.

3 3

Плотность нефти колеблется в пределах от 832,6 кг/м до 853,5 кг/м . Вязкость снижается до 32,39-11,92 мПа-с, среднее значение - 23,73 мПа-с. Среднее значение содержания смол - 6,2%вес, асфальтенов - 2,26%вес, парафинов - 11,65%вес, серы - не превышает 0,5%вес.

Средняя температура начала кипения - 76°С. Выход легких фракций до 200°С составляет 15%об, до 300°С - 38,4%об. Нефть имеет низкую температуру застывания, среднее значение которой равно -1°С.

В табл. 1.1 приведена геолого-физическая характеристика объектов.

Таблица 1.1 - Геолого-физическая характеристика эксплуатационных объектов.

Наименование Ед. изм. Объекты

пласт Dil пласт D3tm пласт D3f3 пласт Cit-D3fm

Средняя глубина залегания м 4020 3090 2760 2030

Тип залежи пласт.свод. тект. экранир. пласт.свод. тект. экранир. массивная тект.экрани Р- пласт, сво д. тект. экранир.

Тип коллектора карбонат. гранулярный карбонат. карбонат.

смешанный смешанный смешанн ый

Размер залежи кмхкм 2,5x2,0* 8,7х(2,5-3,4) 3,4x1,4 5,4x2,9

Высота залежи м 395 250 76 178

Абсолютная отметка внк м - -3152,4 -2701 -2105,6

Уровень подсчета запасов м -4188 - _