Обоснование и выбор технологий предупреждения и удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений в скважинах

Турбаков, Михаил Сергеевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Обоснование и выбор технологий предупреждения и удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений в скважинах
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование и выбор технологий предупреждения и удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений в скважинах"

На правах рукописи

ТУРБАКОВ Михаил Сергеевич

ОБОСНОВАНИЕ И ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЙ

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В СКВАЖИНАХ

(на примере нефтяных месторождений Пермского Прикамья)

Специальность 25.00.17- Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 2 ЯНВ 2012

санкт-петербург 2011

005007172

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет».

Научный руководитель -кандидат технических наук, доцент

Ведущая организация - филиал Общества с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми.

Защита диссертации состоится 26 января 2012 г. в 14 ч на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при Санкт-Петербургском государственном горном университете по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд. 1160.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного университета.

Автореферат разослан 15 декабря 2011 г.

Мордвинов Виктор Антонович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Зейгман Юрий Вениаминович,

кандидат технических наук

Мордашов Дмитрий Владимирович

ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, доцент

а.к.николаев

общая характеристика работы

Актуальность темы исследований. В зависимости от состава добываемой продукции, геолого-физических условий и технологических факторов процесс эксплуатации нефтедобывающих скважин может быть осложнен образованием асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), осаждением на поверхностях скважинного оборудования минеральных солей, образованием кристаллогидратов, высоковязких водонефтяных эмульсий, коррозией и др.

Образование АСПО - наиболее распространенный на нефтяных месторождениях Пермского края вид осложнений при эксплуатации добывающих скважин. Отложения на поверхностях скважинного оборудования представляют собой сложную смесь со значительным содержанием асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ), масел, воды и механических примесей. Состав отложений зависит от природы нефти, от места локализации АСПО и от термодинамических условий, при которых происходит эксплуатация скважин.

До настоящего времени вопросы механизма образования отложений АСПВ в скважинах изучены недостаточно для того, чтобы однозначно представлять весь этот сложный процесс, поэтому по-разному трактуется роль некоторых факторов при воздействии на скважинные потоки с целью предупреждения образования АСПО и в практической деятельности преобладает эмпирический подход к данному вопросу. По этой же причине эффективные в одних условиях (скважинах) методы, способы и технологии оказываются неэффективными или малоэффективными в других условиях. В то же время роль таких факторов, как давление, температура, характер смачиваемости омываемых поверхностей, скорость движения нефти при подъеме в скважинах, содержание смол, асфальтенов и твердых парафинов в составе пластовой нефти оценивается вполне однозначно, что даёт возможность в той или иной мере целенаправленно решать вопросы предупреждения образования и удаления отложений АСПВ.

За последнее десятилетие разработка и применение различных технологий и технических устройств предупреждения

образования АСПО в добывающих скважинах заметно активизировались. Внедрение новых технологий и проведение различных мероприятий, направленных на снижение влияния осложняющих факторов, являются одной из важных составляющих процесса оптимизации режимов работы нефтедобывающих скважин. Технико-экономическая оценка применяемых технологий в масштабах крупного нефтедобывающего предприятия должна способствовать повышению эффективности технико-технологических мероприятий по предупреждению образования АСПО при эксплуатации добывающих скважин.

Различными аспектами повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин в осложнённых образованием АСПО условиях занимались известные учёные и специалисты P.A. Алиев, Г.А. Бабалян, В.Н. Глущенко, И.А. Гуськова, М.Ю. Долматов, Ю.В. Зейгман, С.Ф. Люшин, Б.А. Мазепа, И.Т. Мищенко, H.H. Репин, М.К. Рогачёв, К.В. Стрижнев, В.П. Тронов, Ю.В. Шамрай, В.Н. Шарифуллин, G.A. Mansoori, S.I. Andersen, K.J. Leontaritis, I. Rahimian, M. Rogalski и др.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации нефтедобывающих скважин за счёт оптимизации выбора технологий предупреждения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений на скважинном оборудовании.

Идея работы заключается в обосновании и разработке методики выбора технических средств и технологий предупреждения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений при эксплуатации нефтедобывающих скважин, основанной на оценке глубины начала интенсивной парафинизации и результатах технико-экономического анализа применения альтернативных технологий.

Задачи исследования:

• выполнить обзор и анализ методов предупреждения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в нефтедобывающих скважинах;

• выполнить сбор и обработку данных измерений толщины образующихся на скважинном оборудовании АСПО при

эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Пермского Прикамья;

• разработать математическую модель для определения глубины начала интенсивной парафинизации в нефтедобывающих скважинах;

• выполнить технико-экономическую оценку результатов применения технических средств и технологий предупреждения образования и удаления АСПО в добывающих скважинах на нефтяных месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»;

• разработать методику выбора технологий предупреждения образования и удаления АСПО в добывающих скважинах нефтяных месторождений Пермского Прикамья.

Методика исследований включала в себя обработку промысловых данных по измерению толщины АСПО на скважинном оборудовании, анализ лабораторных данных по определению температуры насыщения нефти парафином, полученных в филиале ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, а также теоретические исследования по определению термодинамических условий образования АСПО.

Научная новизна работы:

- при комплексной оценке результатов лабораторных и теоретических исследований получена зависимость для определения температуры насыщения дегазированной нефти парафином с учётом состава и свойств нефти для месторождений Пермского Прикамья.

- на основе полученных зависимостей для определения температуры насыщения дегазированной нефти парафином, анализа данных по определению глубины начала образования АСПО и толщины отложений на скважинном оборудовании и теоретических исследований получена математическая модель для определения глубины начала интенсивной парафинизации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Пермского Прикамья.

Защищаемые научные положения:

1. Разработанная математическая модель для оценки глубины начала интенсивной парафинизации с учётом состава и свойств нефти, физических и гидродинамических параметров

потока, условий кристаллизации парафина повышает эффективность проектирования эксплуатации добывающих скважин в осложнённых условиях.

2. Применение методики выбора альтернативных методов и технологий, направленных на снижение количества подземных ремонтов и промывок добывающих скважин, связанных с депарафинизацией, повышает эффективность мероприятий по предупреждению образования асфапьтеносмолопарафиновых отложений при эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях Пермского края.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется современным уровнем аналитических исследований, натурными измерениями в добывающих скважинах, высокой сходимостью расчётных величин с фактическими данными и воспроизводимостью полученных данных с применением современных компьютерных технологий.

Практическая значимость работы:

1. Разработана методика выбора альтернативных методов и технологий предупреждения образования АСПО в добывающих скважинах на нефтяных месторождениях Пермского Прикамья.

2. Проведена технико-экономическая оценка результатов применения альтернативных технологий предупреждения парафинизации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Пермского края.

3. Материалы исследований используются при чтении лекций по дисциплинам «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» и «Нефтегазопромысловое оборудование» в ПНИПУ.

4. Результаты работы использованы при выполнении научно-исследовательских работ (Государственные контракты № П352 от 29.07.2009 и № П1434 от 03.09.2009).

недропользования» (г. Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский государственный горный университет, в 2008-2011 гг.); научных семинарах кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений Пермского национального исследовательского политехнического университета (2008-2011 гг.), научном семинаре кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Санкт-Петербургского государственного горного университета (2011 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ, в том числе 6 статей в изданиях, входящих в перечень Высшей аттестационной комиссии Министерства образования и науки Российской Федерации.

Структура и объём диссертационной работы. Диссертационная работа изложена на 141 странице машинописного текста, состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы из 116 наименований. Включает 18 рисунков и 41 таблицу.

основное содержание работы

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

В первой главе приводится геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений Пермского края.

На территории Пермского края нефтегазоносность зафиксирована во всех тектонических регионах. Нефтегазопроявления распространены по всему разрезу осадочного чехла, промышленные скопления углеводородов обнаружены в семи комплексах палеозоя: девонский терригенный; верхнедевонско-турнейский карбонатный; нижне-средневизейский терригенный; верхневизейско-башкирский карбонатный; верейский терригенно-карбонатный; каширско-гжельский карбонатный и нижнепермский карбонатный комплексы.

В Пермском крае открыто 223 месторождения углеводородного сырья. В распределенном фонде находится 169

месторождений, в нераспределенном - 54 месторождения. Нефтяные месторождения Пермского края характеризуются плотностью пластовой нефти в пределах от 655 до 957 кг/м3, вязкостью - от 0,43 до 88,8 мПас, газонасыщенностью - от 7 до 200 м /т, начальным пластовым давлением - от 11,7 до 29 МПа, пластовой температурой - от 14 до 49,5 °С.

Разработку месторождений и эксплуатацию скважин осуществляют 16 предприятий. Около 92 % общей добычи нефти приходится на предприятие ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». При эксплуатации нефтедобывающих скважин в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» наблюдаются следующие виды осложнений: асфальтеносмолопарафиновые отложения (АСПО); высоковязкие эмульсии (ВВЭ); коррозия глубиннонасосного оборудования; отложения минеральных солей; механические примеси; гидратообразование; высокий газовый фактор. Образование АСПО в добывающих скважинах - наиболее распространенный на месторождениях вид осложнений при эксплуатации скважин.

Определены факторы, способствующие образованию АСПО в добывающих скважинах нефтяных месторождений Пермского края: снижение температуры нефти до температуры насыщения (температура кристаллизации) её парафином, в том числе за счет расширения газовой фазы; снижение давления по мере продвижения нефти в подъемных трубах и в системах сбора скважинной продукции и переход растворенного в нефти газа в свободное состояние: для дегазированной нефти увеличивается температура насыщения её твёрдыми парафинами, а при адсорбции последних на пузырьках газа происходит более интенсивный перенос парафина к омываемым поверхностям; гидрофобизация омываемых нефтью поверхностей скважинного оборудования; шероховатость (т.е. не абсолютная гладкость) поверхностей; более низкая, чем для объема нефти, температура поверхностей металла.

Борьба с АСПО ведётся по двум направлениям -предотвращение образования отложений на контактирующих с добываемой нефтью поверхностях внутрискважинного оборудования и периодическое удаление АСПО с поверхностей скважинного оборудования, позволяющее восстанавливать его

пропускную способность.

Методы борьбы с АСПО в скважинах подразделяются на механические, гидродинамические, физические, химические, микробиологические и комбинированные.

Опыт показывает, что высокая эффективность мероприятий по предупреждению образования и удалению АСПО требует создания и функционирования системы промысловых и лабораторных исследований, контроля технологических процессов в части, имеющей непосредственное отношение к проявлению осложнений при эксплуатации добывающих скважин и нефтепромысловых систем.

Во второй главе приводится описание методики оценки технико-экономической эффективности применения технических средств и технологий для предупреждения образования АСПО.

Интенсивность процесса образования АСПО и эффективность применения специального оборудования и технологий с целью предупреждения образования АСПО, т.е. альтернативных технологий, можно оценивать по таким технологическим показателям, как межочистной период (МОП) работы скважин и наработка скважин на отказ (ННО) или межремонтный период. Количественные значения этих показателей зависят от частоты промывок скважин нагретыми агентами и углеводородными растворителями, а также от частоты подземных ремонтов скважин, связанных с выходом из строя скважинного оборудования, в том числе из-за образования АСПО.

При внедрении технологий и оборудования, предназначенных для предупреждения образования АСПО, важно дать объективную оценку эффективности мероприятий, поэтому для решения вопроса о технологической (уменьшение частоты промывок и ремонтов) и экономической (уменьшение затрат при эксплуатации скважин) эффективности мероприятий все оцениваемые показатели приведены к «одному знаменателю».

В третьей главе приводятся методика и результаты исследований глубины начала интенсивной парафинизации нефтедобывающих скважин.

Образование АСПО при добыче парафинистой нефти определяется ее составом и свойствами, физическими параметрами потока, условиями кристаллизации парафинов и формирования осадка на поверхности скважинного оборудования. Интенсивное образование АСПО в скважинах наблюдается при охлаждении скважинного потока ниже температуры насыщения нефти парафином (температуры кристаллизации парафина). Снижение температуры потока вызывает фазовые переходы и изменение состава нефти. Уменьшение давления в скважинах при подъеме жидкости до давления насыщения нефти газом и менее и переход газа в свободную фазу также нарушает фазовое равновесие в углеводородной системе. В этих условиях выделение из нефти растворенных в ней смол и образование асфальтеносмолистых комплексов может происходить при температуре, превышающей температуру кристаллизации твердых парафинов. Расширение и охлаждение выделившегося газа при уменьшении давления ускоряет процесс снижения температуры потока. Чем более гидрофобизирована поверхность скважинного оборудования и больше ее шероховатость, тем интенсивнее, при прочих равных условиях, образуются АСПО.

Расчёты с целью определения термодинамических условий и глубины начала интенсивной парафинизации скважин проведены по следующей методике: подготовка исходных данных; расчёт распределения температуры потока в скважине; расчёт подогрева скважинной продукции за счет работы погружного агрегата (в скважинах с установками погружных электроцентробежных насосов - ЭЦН); расчет распределения давления в скважине; расчет распределения температуры насыщения нефти парафином в скважине; определение термодинамических условий и глубины начала интенсивного образования АСПО.

Распределение температуры жидкости в скважине

ВД = 1„-со.(Н„-Н), (1)

где г(Н) и ^ - температура, соответственно, на глубине Н и пластовая; юп - температурный градиент потока, °С/м, Не™ - глубина скважины.

Увеличение температуры жидкости за счёт работы погружного агрегата (УЭЦН) определялось по формуле

Аг =---, (2)

где а = 3600 Дж/(Вт-ч); Ы||Д - потребляемая погружным электродвигателем мощность; N„0.1 - полезная мощность ЭЦН; Сн> св - удельная теплоёмкость соответственно нефти и воды; (Зв -объёмное содержание воды в скважинной продукции; рж - плотность жидкости, кг/м3; Ожст - дебит жидкости скважины при стандартных условиях, м3/сут.

Расчеты распределения давления в эксплуатационной колонне (интервал от забоя до насоса) и в колонне НКТ выполнены по методике Поэтмана - Карпентера. Основное расчетное уравнение следующее:

АР

днГ=р-'в

(3)

2,3024 ^-Ю'-сГ

где Д^ - изменение давления на участке ДЦ; рсм|, МСЫ1 - соответственно идеальная плотность и удельная масса смеси; £с - корреляционный коэффициент потерь давления на трение и скольжение; двИ - внутренний диаметр подъёмных труб, м.

Расчёт кривой распределения температуры насыщения нефти парафином в скважине.

Выделение из нефти твёрдых асфальтеносмолопарафиновых веществ начинается при снижении температуры потока до температуры насыщения нефти парафином. Давление в скважине и газосодержание нефти в процессе подъёма газожидкостной смеси изменяются. На основании выполненных теоретических исследований и с учётом предложенной в работах ВНИИнефть зависимости формулу для определения температуры насыщения нефти парафином в скважинных условиях (^.скв) при известной температуре насыщения для дегазированной нефти (^.д) можно записать в следующем виде:

где Pi - давление в скважине; Рнас - давление насыщения нефти газом- Г, - газонасыщенность нефти при Pi и Ъ (температура потока в скважине); Г0 - газонасыщенность пластовой нефти; А, и А2 - корреляционные коэффициенты, определяемые для рассматриваемого объекта разработки по данным лабораторных

исследований нефти.

Изменение tIICKB происходит в связи с изменением давления

(слагаемое с коэффициентом А,) и газонасыщенности нефти (слагаемое с А2) при подъёме её в скважине.

Температура 1НД определяется в лабораторных условиях. В работах, выполненных в «ПермНИПИнефть», Тюменском государственном нефтегазовом университете и др. отмечается, что t зависит не только от содержания парафина, но и от совокупного влияния температуры плавления парафина, вязкости дегазированной нефти и наличия в ней парафинов, смол и асфальтенов. С учетом этого при обработке полученных в «ПермНИПИнефть» лабораторных данных по определению tHa получена зависимость, с помощью которой определяется температура насыщения дегазированной нефти парафином с учётом состава и свойств нефти для тех объектов разработки, по которым не имеется лабораторных данных о tlu:

-X(C„;C.;CA;bt) /г\

t =t„'e "" ' ( )

ИД IUI

где Сп Со, СА - содержание в нефти соответственно парафинов, смол и'асфальтенов, масс. %; Ц20, Мао ~ динамическая вязкость нефти соответственно при 20 °С и 50 °С, мПас; tm - температура

плавления парафина, °С.

Для проведения расчётов по зависимости (5) выполнена

обработка лабораторных данных для нефтей по 14 объектам

разработки Уньвинского и Шершнёвского месторождении и по 26

объектам разработки в отложениях тульского горизонта Ножовской

группы месторождений с целью оценки значений X. На основании

статистического анализа получены номограммы (для Уньвинского и

Шершнёвского месторождений номограмма приведена на рис. 1).

Рис. 1. Номограмма для определения показателя степени в (5) для Уньвинского и Шершнёвского нефтяных месторождений

При сравнении результатов, получаемых по зависимости (5), с лабораторными данными оценена погрешность расчётов, которая не превышает 5 %. Данная зависимость рекомендуется для расчёта температуры насыщения дегазированной нефти парафином при температуре плавления парафина, изменяющейся в пределах 52...58 °С и отношении Ц20/Ц50 от 1,6 до 5,2.

Значения корреляционных коэффициентов в (4), приведённые в табл. 1, получены при статистической обработке лабораторных данных «ПермНИПИнефть» по определению температуры насыщения нефти парафином в условиях, соответствующих забойным (пластовым), с учётом зависимости (5).

Таблица 1

Корреляционные коэффициенты А1 и А2 в (4)

№ п/п Месторождение Объект разработки Значение коэффициентов

а, а2

1 Уньвинское Бш-Срп 2,3 6,4

Тл+Бб 1,9 6,2

Т-Фм 1,9 5,0

2 Шерш невское Тл+Мл+Бб 1,3 7,3

3 Ножовская группа Тл 2,6 6,3

Математическая модель для определения глубины начала интенсивной парафинизации скважинного глубиннонасосного оборудования, составленная с учётом влияния на процесс образования АСПО основных факторов, рассмотренных выше, имеет вид

Ндспо =f(Pi;t(H);Aty3W;t.ui,;tiK;t„cra), (6)

где t(H) определяется по формуле (1): для интервала скважины от забоя до приёма насоса или башмака насосно-компрессорных труб

(НКТ) Юп=Юп.кол, для КОЛОННЫ НКТ Юп=©пНКТ, СОпкол, Юпнкт -

температурный градиент потока соответственно в эксплуатационной колонне и колонне НКТ; tBblK=tnp+Aty3uH; W, tnp - температура потока соответственно на выкиде и на приёме насоса; и^вык-Юпнкт(Нуэцн-Н„с); t„.c - температура потока на глубине нейтрального слоя; Ннс - глубина залегания нейтрального слоя.

С помощью модели (6) для Сибирского нефтяного месторождения определена глубина начала интенсивной парафинизации. По промысловым данным толщина образующихся АСПО при расчётных значениях глубины НАспо> определяемой по зависимости (6), составила 2-3 мм. Соотношение между расчетными и фактическими значениями глубины образования АСПО показано на рис. 2.

20 40 60 80 100

650 670 690 710 7.10 750 770 790 SI0 S30 850

Ндспо М * фактические данные и расчетные данные

Рис. 2. Зависимость глубины начала интенсивной парафинизации АСПО от дебитов скважин 14

С использованием разработанной математической модели (6) определены термодинамические условия (давление, температура) образования отложений АСПВ для 33 (оборудованных ЭЦН) скважин Сибирского нефтяного месторождения, работающих в режиме непрерывной откачки жидкости с дебитом более 20 м /сут и обводненностью продукции менее 10%. Глубина начала интенсивного образования АСПО в скважинах, эксплуатирующих бобриковский пласт Сибирского месторождения, изменяется от 637 до 883 м, температура начала кристаллизации парафина составляет от 13,8 до 15,3 °С, соответствующие значения давления в сечениях подъемных труб составляют от 3,6 до 6,2 МПа. В скважинах башкирско-серпуховского пласта глубина начала интенсивного образования АСПО изменяется от 760 до 882 м, при этом средняя температура насыщения нефти парафином составляет от 13,4 до 14,4 °С при давлении от 4,2 до 6,8 МПа.

В четвёртой главе приводятся анализ и технико-экономическая оценка эффективности применения технических средств и технологий предупреждения образования АСПО в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Удаление образующихся АСПО осуществляется путём промывок скважин нагретой водой и нефтью и углеводородными растворителями, а также скребковым инструментом. Средний расход нагретой воды на одну промывку составляет около 25 т, нагретой нефти - 26 т, углеводородного растворителя - около 4,0 м3.

Дня предупреждения образования АСПО применяются: глубинные дозаторы реагента, устьевые дозаторы реагента с трубкой к приёму скважинного насоса; устьевые дозаторы для подачи реагента в затрубное пространство; магнитные аппараты; магнитные скважинные устройства (УППШ, МИОН, ЭНЕРКЕТ); нагревательные кабельные линии; твёрдый реагент с гибким контейнером (ТРИЛ); ингибитор комплексного действия (с погружным контейнером). Охват осложнённых скважин альтернативными методами на промыслах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» составляет более 35 %.

В табл. 2 приведены результаты технико-экономической оценки эффективности применения технических средств и

технологий для предупреждения образования АСПО в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

Таблица 2

Эффективность применения альтернативных технологий для предупреждения АСПО

№ п.п. Технология Доля скважин с уменьшением частоты, % Доля скважин с одновременным уменьшением частоты промывок и подземных ремонтов, %

промывок подземных ремонтов

1. Нагревательные кабельные линии (НКЛ) 77,4 87,1 64,5

2. Магнитные аппараты (МА) 66,7 84,1 59,4

3. Скважинные контейнеры с ингибитором комплексного действия (ИКД) 50,0 100,0 33,3

4. Скважинные контейнеры с реагентом типа ТРИЛ 52,6 94,7 47,4

5. Скважинные контейнеры с дозаторами реагента (ГД) 69,0 98,0 66,7

6. Устьевые дозаторы реагента (УД) 69,2 71,8 51,3

7. Устьевые дозаторы реагента с трубкой к приёму насоса (УДН) 78,6 75,0 64,3

Средние значения 66,2 87,2 55,2

Среднее значение технологического показателя успешности (на скважинах произошло одновременно уменьшение частоты промывок и подземных ремонтов за рассматриваемый период) для всех альтернативных методов составило 55,2 %. МОП до применения технологий составлял в среднем 123 сут, после

внедрения средний МОП составил 188 суток, произошло снижение количества промывок с 3,16 до 1,79 в расчёте на одну скважину в течение года.

Дополнительная добыча нефти из скважин с оборудованием для предупреждения образования АСПО (альтернативные технологии) в среднем по всем добывающим скважинам составила 1,18 т/сут на скважину.

С учётом результатов исследований, приведенных в третьей главе, разработаны методические указания по выбору технических средств и технологий предупреждения образования АСПО для нефтяных месторождений (утверждены приказом по ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»).

К осложненным в связи с образованием АСПО отнесены все добывающие скважины, при эксплуатации которых в течение одного года проводится не менее следующего количества мероприятий по очистке скважин от отложений: а) промывки скважин теплоносителями и углеводородными растворителями без проведения ПРС - 3; б) подземные ремонты (депарафинизация) - 2; в) промывки при одном ПРС - 2.

При отсутствии опыта применения различных технологий предупреждения образования АСПО в добывающих скважинах того или иного объекта разработки первоначально следует оценить технологическую эффективность применения таких устройств, как магнитные аппараты типа МИОН, MAC, затем штанговых колонн с полиамидными скребками, погружных контейнеров с реагентами (ИКД, ТРИЛ).

Для конкретной скважины следует определить межочистной и межремонтный периоды (наработку на отказ) её работы за предшествующее время. Продолжительность этого времени должна быть не менее одного года (за исключением случаев, когда для поддержания заданного режима работы скважины выполняются промывки нагретыми агентами или углеводородными растворителями при МОП < 30...50 сут). С учётом опыта применения различных технологий с целью предупреждения образования АСПО при эксплуатации добывающих скважин в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» количество промывок после внедрения

технологий может быть принято равным 0,3...0,5 для НКЛ и 0,5...0,7 в течение года для всех других технологий; количество подземных ремонтов, связанных с депарафинизацией, от 0,1...0,2 для НКЛ до 0,2.. .0,3 в расчёте на один год для других технологий.

При анализе эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» были выявлены 18 наиболее осложнённых скважин, по которым среднее количество промывок в расчёте на одну скважину составило 6,9, подземных ремонтов, связанных с депарафинизацией, 3,7. Эти скважины были рекомендованы к включению в план внедрения альтернативных технологий для предупреждения образования АСПО в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».

На 01.01.2011 г. технические средства и технологии внедрены на 10 скважинах (табл. 3).

Таблица 3

Результаты внедрения технологий предупреждения образования

АСПО

Кол-во Кол-во подземных

№ Технология Кол-во промывок за год ремонтов за год

п/п скважин до после до после

внедрения внедрения внедрения внедрения

1 НКЛ 7 44 9 31 3

2. гд 2 12 2 6 нет

3 УДН 1 5 нет 3 нет

Всего 10 61 11 40 3

Суммарный экономический эффект от внедрения технологий предупреждения образования АСПО составил 4,8 млн руб.

Основные выводы и рекомендации:

1. Образование асфальтеносмолопарафиновых отложений в добывающих скважинах - наиболее распространенный на нефтяных месторождениях Пермского Прикамья вид осложнений при их эксплуатации.

2. Получена зависимость для определения температуры насыщения дегазированной нефти парафином, позволяющая определять температуру начала интенсивной парафинизации

скважинного глубиннонасосного оборудования в добывающих скважинах нефтяных месторождений Пермского Прикамья.

3. На основе проведённых исследований разработана математическая модель для оценки глубины начала интенсивной парафинизации скважинного оборудования, с помощью которой определяются термодинамические условия образования асфальтеносмолопарафиновых отложений. Высокая степень совпадения расчётных и фактических данных указывает на возможность применения предложенной модели для оценки глубины начала интенсивной парафинизации скважинного оборудования при инженерных расчётах для условий нефтяных месторождений Пермского Прикамья.

4. При технико-экономической оценке методов и технологий предупреждения образования и удаления АСПО наилучшие технологические показатели получены для устьевых дозаторов с трубкой к приёму насоса: частота промывок по 56 скважинам уменьшилась в 3,21 раза, частота подземных ремонтов -в 2,11 раза.

5. Выбор технических средств и технологий предупреждения образования АСПО должен обеспечить уменьшение количества или полное исключение промывок и подземных ремонтов, связанных с депарафинизацей скважинного оборудования. Разработанные методические указания позволяют оперативно и без существенных затрат производить выбор технических средств и технологий предупреждения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений для нефтяных месторождений Пермского Прикамья.

6. Промысловые испытания свидетельствуют об эффективности предложенной методики выбора технологий предупреждения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений для нефтяных месторождений Пермского Прикамья. Экономический эффект от предложенных мероприятий для 10 скважин составил 4,8 млн рублей.

Содержание диссертационной работы отражено в следующих печатных работах:

1. Лекомцев A.B., Турбаков М.С., Мордвинов В.А. Определение глубины интенсивной парафинизации скважин Ножовской группы месторождений // Нефтяное хозяйство. — 2011. — №8.-С. 32-44.

2. Мордвинов В.А., Турбаков М.С., Ерофеев A.A. Методика оценки глубины начала интенсивной парафинизации скважинного оборудования // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №7. - С. 112-115.

3. Мордвинов В.А., Турбаков М.С., Дажин А.Н. Оценка эффективности применения технических средств и технологий для предупреждения образования асфальтеносмолопарафновых отложений в добывающих скважинах нефтяных месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» // Научные исследования и инновации. - 2009. -Т.З.- №4.-С. 22-28.

4. Турбаков М.С., Ерофеев A.A. Результаты определения термодинамических условий образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах Сибирского нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 11. -С. 106-107.

5. Турбаков М.С., Ерофеев A.A., Лекомцев A.B. К определению глубины начала образования асфальтеносмолопарафновых отложений при эксплуатации нефтедобывающих скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - № 10. - С. 62-65.

6. Турбаков М.С., Лекомцев A.B., Ерофеев A.A. Определение температуры насыщения нефти парафином для месторождений Верхнего Прикамья // Нефтяное хозяйство. — 2011. — №8.-С. 123-125.

7. Эффективность мероприятий по предупреждению образования и удалению асфальтеносмолопарафиновых отложений при эксплуатации нефтедобывающих скважин в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / В.А. Мордвинов, М.С. Турбаков, A.B. Лекомцев, Л.В. Сергеева // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - №8. - С. 78-79.

РИЦ СПГГУ. 06.12.2011. 3.696 Т. 100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Турбаков, Михаил Сергеевич, Пермь

61 12-5/1270

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования «ПЕРМСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

На правах рукописи

Турбаков Михаил Сергеевич

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В

СКВАЖИНАХ

(на примере нефтяных месторождений Пермского Прикамья)

Специальность 25.00.17 -Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент В.А. Мордвинов

Пермь 2011

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение...................................................................................................................5

Глава I. Обзор и анализ проблемы образования асфальтеносмоло-парафиновых отложений при эксплуатации нефтедобывающих скважин.....10

1.1. Геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений Пермского Прикамья.........................................................................................10

1.2. Учёт геолого-физических условий при выборе способов эксплуатации и технологических режимов работы скважин.................................................16

1.3. Осложнения при добыче нефти на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»...............................................................................................................1В

1.4. Факторы, способствующие образованию асфальтеносмоло-парафиновых отложений в скважинах.........................

....................................19

1.5. Предотвращение образования и удаление АСПО...................................24

1.5.1. Механические и гидродинамические методы....................................24

1.5.2. Физические методы..............................................................................25

1.5.3. Химические методы..............................................................................28

1.5.4. Микробиологический метод................................................................34

1.5.5. Покрытие внутренней поверхности НКТ...........................................35

1.6. Постановка цели и задач исследования....................................................36

Глава II. Методика проведения исследований...................................................38

2.1. Методика оценки технико-экономической эффективности внедрения технических средств и технологий предупреждения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений.....................................................38

2.2. Методика составления математической модели и анализа полученных результатов теоретических исследований.......................................................43

2.3. Планирование экспериментов и обработка данных................................44

Выводы к главе II...............................................................................................46

Глава III. Теоретические исследования по определнию глубины начала интенсивной парафинизации нефтедобывающих скважин..............................47

3.1. Исходные данные для расчёта...................................................................48

3.2. Расчёт распределения температуры потока в скважинах.......................49

3.3. Расчёт и построение кривой распределения давления в скважине.......52

3.4. Расчёт и построение кривой изменения температуры насыщения нефти парафином в скважине.......................................................................................57

3.4.1. Определение температуры насыщения нефти парафином для северной группы нефтяных месторождений Пермского Прикамья..........59

3.4.2. Определение температуры насыщения нефти парафином для Ножовской группы нефтяных месторождений............................................64

3.5. Определение глубины начала интенсивной парафинизации добывающих скважин.................................... .....................................................68

3.6. Сопоставление результатов теоретических и промысловых

исследований......................................................................................................70

Выводы к главе III..............................................................................................73

Глава IV. Обоснование и выбор технических средств и технологий предупреждения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в

добывающих скважинах.......................................................................................74

4.1. Технико-экономическая оценка эффективности применения технических средств и технологий предупреждения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ».... 74

4.1.1. Нагревательные кабельные линии......................................................77

4.1.2. Магнитные аппараты............................................................................81

4.1.3. Скважинные контейнеры с ингибитором комплексного действия . 84

4.1.4. Скважинные контейнеры с реагентом типа ТРИЛ............................87

4.1.5. Скважинные контейнеры с дозаторами реагента..............................90

4.1.6. Устьевые дозаторы реагента................................................................93

4.1.7. Устьевые дозаторы реагента с трубкой к приёму насоса.................96

4.2. Разработка методических указаний по выбору технических средств и технологий для предупреждения образования асфальтеносмоло-парафиновых отложений...................................................................................99

4.2.1. Классификация осложнённых скважин..............................................99

4.2.2. Методологические основы разработки мероприятий по предупреждению образования и удалению асфальтеносмолопарафиновых отложений......................................................................................................101

4.2.3. Подготовка исходных данных при выборе технологий предупреждения образования и удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений......................................................................................................107

4.2.4. Выбор углеводородных растворителей АСПО................................109

4.2.5. Порядок выбора технологий и технических средств предупреждения образования АСПО.........................................................111

4.2.6. Промысловая оценка предложенных мероприятий........................117

Выводы к главе IV............................................................................................122

Основные выводы и рекомендации...................................................................128

Список использованной литературы.................................................................130

ВВЕДЕНИЕ

возможность в той или иной мере целенаправленно решать вопросы предупреждения образования и удаления отложений АСПВ.

За последнее десятилетие разработка и применение различных технологий и технических устройств предупреждения образования АСПО в добывающих скважинах заметно активизировались. Внедрение новых технологий и проведение различных мероприятий, направленных на снижение влияния осложняющих факторов, являются одной из важных составляющих процесса оптимизации режимов работы нефтедобывающих скважин. Технико-экономическая оценка применяемых технологий в масштабах крупного нефтедобывающего предприятия должна способствовать повышению эффективности технико-технологических мероприятий по предупреждению образования АСПО при эксплуатации добывающих скважин.

интенсивной парафинизации и результатах технико-экономического анализа применения альтернативных технологий.

Задачи исследования:

• выполнить сбор и обработку данных измерений толщины образующихся на скважинном оборудовании АСПО при эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Пермского Прикамья;

Научная новизна работы:

Защищаемые научные положения:

1. Разработанная математическая модель для оценки глубины начала интенсивной парафинизации с учётом состава и свойств нефти, физических и гидродинамических параметров потока, условий кристаллизации парафина повышает эффективность проектирования эксплуатации добывающих скважин в осложнённых условиях.

2. Применение методики выбора альтернативных методов и технологий, направленных на снижение количества подземных ремонтов и промывок добывающих скважин, связанных с депарафинизацией, повышает эффективность мероприятий по предупреждению образования асфальтеносмолопарафиновых отложений при эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях Пермского края.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

определяется современным уровнем аналитических исследований, натурными измерениями в добывающих скважинах, высокой сходимостью расчётных величин с фактическими данными и воспроизводимостью полученных данных с применением современных компьютерных технологий.

Практическая значимость работы:

Апробация работы. Основные положения и результаты выполненной диссертационной работы докладывались на: XIII Международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых учёных им. акад. М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, Томский политехнический университет, 2009 г.); Международном форуме молодых учёных «Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский государственный горный университет, в 2008-2011 гг.); научных семинарах кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений Пермского национального исследовательского политехнического университета (20082011 гг.), научном семинаре кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Санкт-Петербургского государственного горного университета (2011 г.).

ГЛАВА I.

ОБЗОР И АНАЛИЗ ПРОБЛЕМЫ ОБРАЗОВАНИЯ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

На территории Пермского Прикамья открыто 223 месторождения углеводородного сырья. В распределенном фонде находится 169 месторождений, в нераспределенном фонде - 54 месторождения. Разработку месторождений и эксплуатацию скважин осуществляют 16 предприятий. Около 92 % общей добычи нефти в 2011 году приходится на предприятие ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», 5,5 % - ООО «УралОйл» и 1,3% - ЗАО «ПермТОТИнефть». Доля остальных предприятий в добыче нефти по краю менее 1 %.

По состоянию на 01.01.2011 г добычу нефти в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» осуществляют 12 цехов по добыче нефти и газа (ЦДНГ), фонд добывающих скважин превышает 5 тысяч единиц.

1.1. Геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений

Пермского Прикамья

На территории Пермского края нефтегазопроявления распространены по всему разрезу осадочного чехла, промышленные скопления углеводородов обнаружены в семи комплексах палеозоя: девонский терригенный; верхнедевонско-турнейский карбонатный; нижне-средневизейский терригенный; верхневизейско-башкирский карбонатный; верейский терригенно-карбонатный; каширско-гжельский карбонатный и нижнепермский карбонатный.

Общепринятым в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» является распределение месторождений и цехов добычи нефти и газа по территориальной принадлежности к определенным нефтяным районам.

По этому признаку можно выделить шесть групп нефтяных месторождений. Чернушинская группа включает месторождения, разрабатываемые ЦДНГ №№ 1, 2 и 3; полазненская - ЦДНГ № 4; осинская - ЦДНГ №№ 5, 6, 8 и 9; частинская - № 7; в кунгурскую группу входят месторождения ЦДНГ № 10, месторождения ЦДНГ №11 и №12 принято относить к так называемой северной группе месторождений.

Все объекты разработки на месторождениях различаются по запасам и основным геолого-физическим характеристикам.

Геолого-физическая характеристика объектов разработки существенно зависит от начальных термодинамических условий - начальных пластового давления и температуры.

В табл. 1.1 приведено распределение по средним начальным значениям пластового давления и пластовой температуры нефтяных месторождений с учетом принадлежности их к определенным стратиграфическим единицам.

Таблица 1.1.

Термодинамические параметры нефтяных залежей

№ п.п. Группа месторождений Средние значения термодинамических показателей для месторождений (по стратиграфическим единицам)

средний карбон нижний карбон девон

давление, МПа температура, °С давление, МПа температура, °С давление, МПа температура, °С

1. черну�

Информация о работе

Турбаков, Михаил Сергеевич
кандидата технических наук
Пермь, 2011
ВАК 25.00.17

Диссертация

Обоснование и выбор технологий предупреждения и удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений в скважинах - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы