Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологии предотвращения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений при эксплуатации газлифтных скважин

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии предотвращения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений при эксплуатации газлифтных скважин"

УДК 622.276.72

На правах рукописи

4

ЛЕ ВЬЕТ ЗУНГ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ И УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР»)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

2 9 АПР 2015

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

005567900

Уфа 2015

005567900

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»).

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

Ведущая организация

Велиев Мубариз Мустафа оглы,

доктор технических наук, доцент Совместное предприятие «Вьетсовпетро», главный специалист высшего класса производственно-технического отдела Аппарата Управления Дирекции

• Волошин Александр Иосифович,

доктор химических наук, Общество с ограниченной ответственностью «РН-УфаНИПИнефть», эксперт Департамента инжиниринга добычи

Канзафаров Фидрат Яхьяевич,

кандидат технических наук, Открытое акционерное общество «Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности», заведующий лабораторией нефтепромысловой химии

- ФГБОУ ВПО Уфимский государственный нефтяной технический университет

Защита диссертации состоится 26 мая 2015 г. в 1230 на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте Государственного унитарного предприятия «Институт проблем транспорта энергоресурсов» www.ipter.ru.

Автореферат разослан 16 апреля 2015 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор а/Иг-

Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Нефть месторождения «Белый Тигр» характеризуется высоким содержанием парафинов (20...29 %), смол (3,7 %) и асфальтенов (1,2 %). Температура начала кристаллизации парафина при пластовом давлении составляет 57 °С, температура плавления - 50...59 °С. В связи с этим возникает ряд серьезных проблем.

Одним из основных факторов, осложняющих эксплуатацию скважин, является отложение асфальтосмолопарафиновых веществ на поверхности внутрискважинного оборудования, которое приводит к снижению межремонтного периода работы, эффективности эксплуатации добывающего фонда скважин.

Существует ряд технологий борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), причем большинство из них разработаны десятки лет назад и уже не в полном объеме отвечают современным требованиям. Так, применение традиционных технологий механического удаления АСПО не всегда рационально для скважин. Не всегда эффективными и безопасными оказываются и технологии, основанные на горячей промывке скважин и оборудования нефтью или водой с добавлением поверхностно-активных веществ, при этом довольно значительными являются потери нефти. Применение растворителей связано с высокими рисками, обусловленными их горючестью, и не всегда оправдано в силу значительных затрат.

Вследствие этого разработка и освоение новых способов и средств борьбы с АСПО остаются весьма актуальными.

Цель работы — повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин на основе технологии предотвращения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений методами физико-химического воздействия на газожидкостный поток.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями при транспорте и добыче нефти;

2. Лабораторные исследования физико-химических характеристик асфальтосмолопарафиновых отложений насосно-компрессорных труб (НКТ) газлифтных скважин месторождения «Белый Тигр»;

3. Экспериментальные исследования удаления асфальтосмоло-парафиновых отложений воздействием различных кислотно-щелочных систем на газожидкостный поток;

4. Разработка технологии удаления и предотвращения асфальтосмоло-парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах.

Методы решения поставленных задач

Поставленные в диссертационной работе задачи решались проведением теоретических и лабораторных исследований на экспериментальной установке, моделирующей процессы ингибирования АСПО в добывающих скважинах, а также применением современных статистических методов обработки геолого-промысловых материалов и анализа результатов лабораторных и промысловых исследований.

Научная новизна результатов работы

1. На основании исследования компонентного состава АСПО в нефти месторождения «Белый Тигр» и изменения его состояния от температуры установлен механизм образования АСПО в призабойной зоне и насосно-компрессорных трубах газлифтных скважин месторождения «Белый Тигр».

2. Научно обосновано термохимическое удаление АСПО, предусматривающее раздельную закачку в насосно-компрессорные трубы и в призабойную зону скважины реагентов, способных генерировать тепло, необходимое для нагрева продукции скважин выше температуры плавления АСПО.

3. Разработан химический состав на основе органической кислоты, органического амина и органических растворителей для удаления и предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах.

4. Разработан метод поэтапного удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах, базирующийся на физико-химическом воздействии на газожидкостный поток.

На защиту выносятся:

1. Обоснование термохимического метода удаления АСПО в насосно-компрессорных трубах газлифтных скважин в условиях месторождения «Белый Тигр»;

2. Составы комплексных химических реагентов на основе органических кислот, органических аминов с щелочным характером и органических

растворителей для удаления и предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах;

3. Метод предотвращения образования АСПО в процессе добычи нефти на месторождении «Белый Тигр»;

4. Технология удаления и предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в призабойной зоне пласта и в насосно-компрессорных трубах на основе применения комплексных химических реагентов.

Практическая ценность результатов работы

Результаты диссертационной работы использованы при создании технологии удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах газлифтных скважин месторождения «Белый Тигр», доведенной до промышленного внедрения на данном месторождении. Внедрение технологии удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах позволило дополнительно добыть 5875 т нефти за 18 месяцев и получить чистую прибыль в размере 1,073 млн долларов США.

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

• Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии -2012» (г. Уфа, май 2012 г.);

• XII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XII Российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2012 г.);

• Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XXI Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии -2013» (г. Уфа, май 2013 г.);

• XIII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XIII Российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2013 г.);

• Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XXII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии -2014» (г. Уфа, май 2014 г.);

• семинарах НИПИморнефтегаз (2009-2013 гг., г. Вунгтау, Социалистическая Республика Вьетнам);

• научно-технических советах СП «Вьетсовпетро» (2009-2013 гг.,

г. Вунгтау, Социалистическая Республика Вьетнам).

Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 17 научных трудах, в том числе в 3 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 100 наименований. Работа изложена на 121 странице машинописного текста, содержит 30 рисунков и 32 таблицы.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю

д.т.н. М.М. Велиеву, специалистам НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро» и Центра внедрения технологий Вьетнамского нефтяного института за оказанную помощь, ценные замечания и рекомендации, высказанные в процессе подготовки диссертационной работы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель

и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту,

показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе исследуется процесс образования асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах в условиях месторождения «Белый Тигр» и приводится анализ существующих способов борьбы с АСПО.

Асфальтосмолопарафиновые отложения образуются, в основном, парафинами, смолами и асфальтенами, которые в условиях пласта коллоидно растворены в нефти.

В случае когда в составе добываемой нефти преобладают парафины, по мере подъема и охлаждения нефти увеличивается толщина отложений из-за интенсивной кристаллизации и формирования более прочной крупнокристаллической структуры. Это обуславливает формирование профилей АСПО с постоянным нарастанием толщины к устью скважины.

Выпадение твердой фазы может начаться в любой точке технологической цепочки, где при изменении температуры и давления создаются необходимые для этого условия. АСПО могут формироваться в призабойной зоне, стволе скважин, выкидных линиях, трубопроводах систем сбора и транспорта нефти, аппаратах подготовки и хранения нефти.

Далее рассматриваются процессы кристаллизации и образования асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах.

Кристаллизация, образование связей между кристаллами, нарушение пространственных связей приводят к образованию локальных связей между кристаллами парафинов при движении потока нефти вверх по НКТ. Эти процессы и снижение температуры ускоряют образование АСПО в НКТ.

Анализ состава АСПО в нефти месторождения «Белый Тигр» показал:

- основными компонентами АСПО являются н-парафины (> 80 %) и асфальтены (3...4 %). Остальными компонентами отложений являются легкие фракции нефти и неорганические вещества (8102, СаСОз, Ре20з и т.д.);

- распределение н-парафинов в пробах АСПО имеет двугорбую форму с двумя четкими зонами. Первая зона имеет максимум при пСгэ — пСз1, вторая зона имеет максимум при ПС43 — ПС47. При этом распределение н-парафинов в сырой нефти имеет только один максимум при ПС25 — пСгд- Для большинства проб АСПО процентная масса н-парафинов второй зоны больше, чем первой. Первая зона характерна для сырой нефти, а вторая зона показывает содержание тяжелых н-парафинов в нефти;

- температура плавления большинства проб органических отложений относительно высока = 80 °С.

Учитывая зависимость между температурой плавления и числом атомов углерода и профиль температуры потока добываемой жидкости по стволу скважины, получим относительно полную картину распределения парафинов вдоль НКТ скважин месторождения «Белый Тигр» (рисунок 1).

Видно, что кристаллы парафинов образуются начиная с глубины 1500 м, а на глубине 1000 м парафины отлагаются уже в большом количестве. Однако наблюдается значительное расстояние между местом начала кристаллизации и местом отложения, поэтому начальная глубина, на которой отложения парафинов образуются с высокой вероятностью, составляет 1000...1200 м. Данная глубина является важным параметром, определяющим количество химических реагентов, необходимых для удаления АСПО.

Поскольку содержание в нефти тугоплавких асфальтосмолистых веществ составляет малую долю (единицы процентов) и основным компонентом отложений являются твердые парафины, локализация отложений отмечается до глубины 1100 м. Однако процесс разрушения асфальтосмолистой пленки в этом случае не начинается, поэтому необходима обработка скважин растворителями, радикально улучшающими условия эксплуатации скважин.

Приведены существующие методы удаления и предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах.

Для удаления АСПО применяют различные методы, которые разделены на 4 основные группы: механические, тепловые, химические и физические.

Для удаления уже сформировавшихся отложений в условиях месторождения «Белый Тигр» используются термические методы: пропарка устья, верхней части подвески НКТ и затрубного пространства, а также

промывка скважины горячей продукцией соседних скважин на морской стационарной платформе (МСП).

К основным недостаткам теплового метода с помощью промывок скважин относятся:

- необходимость остановки скважины на время проведения работ, что снижает коэффициент их эксплуатации;

- вероятность образования стойких эмульсий, поскольку используется высокообводненная продукция, как правило, из соседних горячих скважин;

- использование в качестве теплоносителя пара, который, опускаясь вниз по скважине, охлаждается, конденсируется, превращаясь в охлажденную воду, не способную расплавлять образовавшиеся смолопарафиновые отложения на большой глубине.

Таким образом, одним из наиболее перспективных методов борьбы с АСПО являются химические методы.

При применении химических методов используются растворители, диспергаторы, моющие и чистящие средства, реагенты, способные изменить свойства кристаллов парафина. Для растворения АСПО с высоким содержанием ароматических углеводородов используют такие растворители, как конденсаты, легкие фракции бензина, керосин, дизельное топливо, бутан, пентан, ксилол, толуол, бензол, тетрахлорид углерода и дисульфид углерода.

Исходя из состава АСПО, который зависит от состава нефти, прежде всего ее высокомолекулярной части, а также гидро- и термодинамических условий формирования отложений, производится выбор химических реагентов, удаляющих или предупреждающих отложения.

Вторая глава посвящена экспериментальным исследованиям по определению физико-химических характеристик асфальтосмоло-парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах месторождения «Белый Тигр».

Исследовано состояние асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах месторождения «Белый Тигр». Результаты исследования показали, что проблемными скважинами, где выполняется большинство операций по депарафинизации, являются скважины месторождения «Белый Тигр» с дебитами нефти от 9 до 60 т/сут при обводненности от 0 % до 60 %, эксплуатируемые компрессорным газлифтом.

Регулярной депарафинизации (от одного до нескольких раз в месяц), в основном, подвергаются скважины, работающие на нижнем и верхнем олигоцене.

В 2010 году депарафинизация проводилась на 22 скважинах, простой скважин по причине депарафинизации составил 1197 ч, при этом потери добычи нефти составили 1087,7 т нефти, выполнено 418 скважино-операций по очистке внутрискважинного оборудования и устьевой арматуры от АСПО, связанных с остановкой скважин.

Химический состав образцов АСПО, отобранных из НКТ скважины, представлен в таблице 1.

Таблица 1 — Химический состав образцов АСПО

№ Состав отложения Содержание, % масс.

1 Парафины 33,2

2 Смолы 3,7

3 Асфальтены 1,2

4 Механические примеси 0,1

5 Легкие фракции нефти остальное

Анализ геолого-физических характеристик месторождения «Белый Тигр», глубинных и устьевых проб нефти и АСПО позволил выявить основные факторы, обуславливающие интенсивное накопление АСПО на поверхности НКТ при добыче нефти. Прежде всего, это высокие пластовые температуры (80... 120 °С) в сочетании с высокой температурой кристаллизации парафина (57 °С) и достаточно большой глубиной залегания нефти (до 4500 м). Перечисленные факторы способствуют образованию АСПО на поверхности насосно-компрессорных труб, начиная с глубины 1000 м.

Процесс парафинизации оборудования интенсифицируется высоким содержанием в нефти парафинов и смол в сочетании с шероховатостью поверхности НКТ. В результате происходит образование прочных АСПО, хорошо сцепленных между собой и с поверхностью НКТ. Более того, в процессе эксплуатации скважин при снижении давления до давления насыщения и ниже, при подъеме продукции происходят разгазирование нефти и ее охлаждение, что повышает интенсивность процесса парафиноотложения.

С целью разработки технологии удаления и предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений в НКТ скважин месторождения «Белый Тигр» проведены исследования по определению физико-химических характеристик АСПО, извлеченных из НКТ скважин: температуры плавления, поверхности методом сканирования электронным микроскопом (SEM) и распределения парафина в обработанном АСПО.

Испытаны следующие химические реагенты:

- линейная алкилбензолсульфоновая кислота (ЛАС);

- уксусная кислота;

- растворители: ксилол, керосин и добавки;

- амины: этаноламин, этилендиамин, N-бутиламин, Di-N-бутиламин.

После проведения реакции с рассматриваемыми аминами и сравнения

результатов выбирают амин, который отвечает конкретным критериям.

В результате анализа лабораторных исследований выбраны следующие химические реагенты, применяемые для удаления и предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений.

1. Химический реагент VD-Dewax А — смесь, состоящая, в основном, из органической кислоты и органических растворителей.

2. Химический реагент VD-Dewax В — смесь, состоящая, в основном, из органического амина и смеси органических растворителей.

Органические растворители в составе VD-Dewax А и VD-Dewax В предназначены для растворения расплавленных АСПО, что позволяет им хорошо диспергироваться в жидкой фазе после окончания термохимической реакции и снижения температуры среды.

3. Активатор VDA 11 - смесь алкоголей, физически взаимодействующая с PPD, превращая PPD из жидкой фазы в гелевую с поглощением ее поверхностью породы.

4. Химический реагент PPD (VX7484) - смесь поливинилацетата и органических растворителей (нафталена, толуола, ароматических производных). Реагент воздействует на кристаллизацию парафинов, что приводит к снижению вязкости и динамического напряжения сдвига, а также к снижению температуры застывания нефти, тем самым способствует ингибированию образования АСПО, взаимодействуя с VDA 11 с образованием геля, который адсорбируется на поверхности пород, предотвращая образование АСПО во время добычи нефти.

В третьей главе рассматриваются экспериментальные исследования удаления асфальтосмолопарафиновых отложений воздействием различных кислотно-щелочных систем на газожидкостный поток.

В газлифтных скважинах месторождения «Белый Тигр» предложено использовать термохимический метод удаления АСПО, согласно которому предусмотрена раздельная закачка в НКТ и призабойную зону скважины двух химических реагентов. Смешение этих химических реагентов обеспечивает экзотермическую реакцию с генерацией тепла (температура более 90 °С), которое позволяет растопить АСПО.

Пробы АСПО, используемые в экспериментах, были отобраны из насосно-компрессорных труб скважин месторождения «Белый Тигр».

Как показывают результаты исследования, температура плавления анализируемого АСПО составляет 78 °С, отложения парафина не имеют определенной структуры и формы.

Проведены лабораторные исследования смесей, где в качестве оснований использованы этаноламин, этилендиамин, ЬГ-бутиламин и ОиЫ-бутиламин, а также смеси этаноламина и этилендиамина.

Исследование влияния мольного соотношения между основанием и кислотой на температуру, вязкость и водородный показатель при использовании Ы-бутиламина в качестве основания показало, что мольное соотношение основания к кислоте в пропорции 1,2:1 достаточно для получения смеси, имеющей щелочную реакцию (рН = 9). Содержания 30 % уксусной кислоты в смеси достаточно, чтобы при реакции Ы-бутиламина с уксусной кислотой выделилось достаточное количество тепла для снижения вязкости продукции.

После проведения экспериментальных исследований с разными аминами проведен сравнительный анализ для подбора наиболее рационального амина в качестве основания смеси. Критериями для сравнения являются максимальная температура реакции, водородный показатель рН продуктов реакции, близкий 9 (для защиты НКТ и оборудования от коррозии), и их вязкость.

Сравнительный анализ проводился в следующих условиях: температура окружающей среды 25 °С, мольное соотношение между основанием и кислотой 1,2:1, содержание уксусной кислоты в смеси кислот 40%, содержание растворителей 35 % от массы реагирующей смеси.

Результаты исследований показали, что Ы-бутил амин в большей степени соответствует выбранным критериям и может быть рекомендован для дальнейшего исследования в экзотермических реакциях в процессе разработки технологии удаления АСПО.

Проведено исследование факторов, влияющих на температуру, вязкость и растворимость асфальтосмолопарафиновых отложений при использовании Ы-бутиламина в качестве основания.

Исследование влияния уксусной кислоты на максимальную температуру реакции показало, что при соотношении кислоты с амином в пропорции 1 : 1,2 и содержании уксусной кислоты более 50 % от массы смеси кислот температура реакции является максимальной.

Оценка влияния растворителей проводилась при следующих условиях: состав кислот — уксусная кислота 50 % и линейные алкилбензолсульфонаты 50 %;

- мольное соотношение между основанием и кислотой - 1,2 : 1;

- общий объем реагирующей смеси — 400 мл;

- в качестве растворителей использованы керосин и ксилол, общая масса которых составляла 35 % от всей массы реагирующей смеси. В проведенных экспериментах изменено соотношение между керосином и ксилолом для определения рационального соотношения;

- начальная температура реагирующей смеси составляла 26 °С.

Выявлено, что состав растворителей с содержанием ксилола 10 % и

керосина 90 % имеет лучшие способности растворения АСПО (88 %) и является наиболее оптимальным.

Таким образом, рассчитано, что для растворения 1 кг АСПО необходимо 7,596 л реагирующей смеси. Однако на практике для удобного расчета, а также для гарантирования высокой эффективности обработки было принято, что для растворения 1 кг АСПО требуется 10 л химических реагентов.

Результаты определения вязкости смеси продуктов после термореакции при разном содержании воды показывают, что при температуре 60 °С при добавлении воды вязкость смеси имеет тенденцию к снижению (рисунок 2).

Рисунок 2 - Влияние содержания воды на вязкость смеси продуктов реакции (при температурах 25 °С и 60 °С, концентрации уксусной кислоты 50 %)

Вязкость смеси продуктов реакции после добавления воды значительно увеличивается при комнатной температуре (25 °С), а при температуре 60 °С вязкость значительно снижается.

Когда количество добавленной воды достигает 70 % от массы смеси продуктов реакции (при 25 °С), в растворе начинается процесс мицеллообразования, поэтому вязкость смеси резко увеличивается. На это необходимо обратить внимание во время проведения исследований и использовать на практике, поскольку это напрямую связано с потоком флюида по НКТ.

С целью предотвращения АСПО в НКТ предлагается закачать в призабойную зону скважины химический реагент-депрессатор РРБ и дизельное топливо. Химический реагент-депрессатор РРБ способен адсорбироваться на поверхности породы с последующим постепенным извлечением потоком жидкости в течение достаточно продолжительного времени из призабойной зоны пласта.

Экспериментальная схема моделирования процесса ингибирования АСПО в добывающих скважинах приведена на рисунке 3.

\ — —-

У 1

/ /а- * Ф /д

1 — столб пористого материала;

2 - бочка сырой нефти;

3 — нагреватель;

4 - башмак нагревателя;

5 - пористый материал;

6 - установка нагревателя столба

пористого материала;

7 - трубка подачи сырой нефти

в столб пористого материала;

8 - клапан/ключ регулирования

расхода сырой нефти;

9 — сосуд для выхода товарной

нефти из столба пористого материала

Рисунок 3 - Схема экспериментальной установки моделирования

процесса ингибирования АСПО в добывающих скважинах

Принцип работы схемы следующий.

1. Подготовка модели продавки:

- материал с высокой пористостью, такой как песок, помещается в сосуд (1) и насыщается нефтью с ПАВ;

- закачивается расчетное количество растворенного активатора и растворителя в столб пористого материала через трубку (7);

- снова зкачивается буферный раствор с целью изоляции химического реагента РРЭ и активатора в столбе;

- закачивается смесь химического реагента РРБ и нефти (соотношение сырой нефти расчитано);

- химический реагент РРБ смешивается с активатором внутри пористого материала и осаждается на поверхности пористого материала в столбе (1).

2. Прицип работы схемы при закачке сырой нефти с PPD.

Сырая нефть, не содержащая химического реагента PPD (до этого определена температура ее застывания), закачивается в емкость (2) и после нагревания до 65 °С закачивается в столб (1) через трубку (7). Регулирование расхода нефти осуществляется при помощи клапана (8) с целью увеличения времени контакта в столбе с пористым материалом, содержащим PPD. Температура столба поддерживается нагревателем (6). Сырая нефть после прохождения через пористый материал, содержащий PPD, течет вверх в сосуд (9). В полученном образце в сосуде (9) периодически проверяется температура застывания. Процесс повторяется до того момента, когда температура застывания товарной нефти станет равной температуре застывания начальной сырой нефти. При этом определяется суммарный объем получаемой товарной нефти (суммарное количество нефти, проходящее через столб).

С целью оценки эффективности применения разных составов из химического реагента PPD и активатора проведены исследования на экспериментальной установке моделирования процесса ингибирования АСПО в добывающих скважинах.

Проведены параллельно 2 серии исследований, в которых использовали разные реагенты и активаторы. Первая система состояла из реагента PPD VX7484 и активатора VDA 11, вторая - из реагента PPD VX7484 и активатора ЕС6443А.

Результаты исследования смесей реагента PPD и активаторов на экспериментальной модели показывают, что при подъеме 3600 мл нефти по стволу НКТ с использованием 9 мл нефтерастворимого активатора VDA 11, предложенного автором, температура застывания нефти составляет 33 °С, при использовании активатора ЕС6443А - 27 °С. На практике растворенное количество PPD снижается, и это выражается в увеличении температуры застывания пробы сырой нефти.

Таким образом, воздействие адсорбированного компонента PPD на пластовые флюиды предотвращает выпадение АСПО.

Далее приведены результаты лабораторных исследований предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений от повторного осаждения.

Показано, что перспективным направлением борьбы с АСПО является использование метода депарафинизации с помощью различных химических реагентов и композиций на их основе. Данный метод базируется на дозировании в скважину растворов, которые уменьшают, а иногда и полностью исключают образование отложений. Практика использования этих растворов на нефтегазодобывающих промыслах свидетельствует об их эффективности и технологичности.

В четвертой главе приведены результаты совершенствования технологии удаления и предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений и апробации ее в промысловых условиях.

Технология ликвидации и предотвращения АСПО проводится в два этапа.

На первом этапе проводятся расплавление и удаление АСПО по стволу НКТ путем проведения термохимической реакции с выделением большого количества тепла в интервалах их интенсивного отложения. Расплавленные АСПО растворяются органическим растворителем, являющимся одним из компонентов смеси, и выносятся к устью с потоком добываемой жидкости. Первый этап обеспечивает условия для проведения второго этапа технологии удаления и предотвращения АСПО.

Сущностью второго этапа проведения технологии является предотвращение образования АСПО в НКТ методом поглощения реагента РРБ поверхностью породы (реагента, предназначенного для повышения температуры застывания) в призабойной зоне с последующим растворением и выносом его с потоком добываемого флюида в течение длительного времени.

Технология позволяет за счет варьирования объемов закачки реагентов обеспечить эффективность обработки скважин с различными составами АСПО независимо от соотношения в них смол, парафинов и асфальтенов.

Отмечено, что основными объектами применения этой технологии являются низкодебитные газлифтные скважины. Признаком наличия АСПО в скважинах является наличие отложений на штуцере на устье скважины или резкое снижение дебита скважины без повышения обводненности. Зоны отложений АСПО в скважине определяются исследованием внутреннего диаметра НКТ или шаблонированием.

Испытания комплексного химического реагента проводились на газлифтных скважинах МСП-10, где проводится наибольшее количество

операций по депарафинизации скважин и, соответственно, наблюдаются наибольшие недоборы нефти и время простоя скважин. Для испытаний выбраны газлифтные скважины с наибольшим количеством остановок на депарафинизацию, а также газлифтные скважины, на которых АСПО не наблюдается, для оценки применения комплексного реагента с целью улучшения условий лифтирования.

Данная схема борьбы с АСПО прошла апробацию на месторождении «Белый Тигр» и показала свою способность не только обеспечивать удаление, но и предупреждать дальнейшее выпадение АСПО на стенках НКТ.

На основании анализа скважин с АСПО были выбраны две скважины (№№ 1002 и 1023) на МСП-10 для проведения испытания по удалению асфальтосмолопарафиновых отложений. Динамика работы одной из скважин (скв. № 1002) показана на рисунке 4.

23.12.2011 12.01.2012 -01.02.2012 21.02.2022 12.03.2012 01.0^.2012 21.0Д.2012 11-05.2012 31.OS.2012 20.05.2012 10.37.2012

* - Qh; ш - Ру после; ♦ - Ож после;--Expon. Qh

Рисунок 4 - Параметры работы скв. № 1002 до обработки

Линия тренда на рисунке 4 показывает, что дебит имеет тенденцию к снижению по параметрам работы с 23.12.2011 г. до начала обработки.

Обводненность продукции незначительная, не выше 5 %, устьевая температура низкая. Кроме того, после депарафинизации горячей водой дебит имеет тенденцию к увеличению. Это доказывает, что снижение дебита

нефти происходит вследствие загрязнения НКТ, требуется применение технологии удаления и предотвращения АСПО.

После удаления асфальтосмолопарафиновых отложений проводится освоение скважины в следующем порядке.

Освоение скважины проводится с помощью газлифтной системы с начальным расходом газа 5000 м3/сут, постепенно увеличивая расход газа до 25000 м3/сут, с темпом роста давления 3...7 атм в 10 мин при уровне жидкости ниже рабочего клапана.

При наличии проявлений газа на устье скважины необходимо постепенно снижать расход газлифтного газа, но нельзя снижать давление в затрубном пространстве ниже 50 атм. В процессе освоения контролируются вынос механических примесей и процентное содержание воды в продукции. По результатам определяется и устанавливается рабочий режим скважины.

Проведена оценка эффективности технологии удаления и предотвращения АСПО, которая базируется на следующих критериях:

- степени очистки от АСПО внутри НКТ (путем измерения диаметра НКТ до и после обработки);

- дебите нефти после обработки;

- частоте депарафинизации до и после обработки (оценка эффективности обработки);

-экономическом эффекте.

Результаты измерения температуры на устье скважины в процессе закачки теплотворного химического реагента показали, что в процессе закачки температура повышается очень быстро. Это доказывает, что реакция между VD-Dewax А и VD-Dewax В происходит быстро и интенсивно с выделением большого количества тепла.

Самая высокая температура, измеренная на устье скважины, где в процессе закачки смешиваются два химических реагента, для скв. № 1002 составила 110 °С, а для скв. № 1023 - 116 °С. Если учитывать, что температура плавления АСПО составляет 78 °С, то можно говорить о расплавлении АСПО, которые затем растворяются в НКТ растворителем.

Время достижения максимальной температуры на устье скважины составляет от 20 мин (для скв. № 1002) до 25 мин (для скв. № 1023). Данная

продолжительность при скорости закачки химических реагентов 12 м3/ч достаточна для того, чтобы продукты реакции расплавили АСПО на стенках НКТ.

Изменения дебитов скважин и расходов газлифтного газа до и после обработки показывают, что дебит скважины имеет тенденцию к увеличению после обработки при неизменном расходе газлифтного газа, а устьевое давление имеет тенденцию к снижению, что говорит об уменьшении сопротивления потоку жидкости и вязкости продукции и доказывает эффективность технологии.

Для скв. № 1002 эффективность увеличения дебита не очень заметна, однако отмечается его стабилизация при значениях 8... 11 т/сут, а для скв. № 1023 сначала производительность скважины уменьшается, потом увеличивается до начального дебита и стабилизируется при значениях дебита нефти 35...37 т/сут (самые высокие значения дебита нефти с 01.01.2012 г.).

Значения температур застывания нефти по двум скважинам до и после обработки приведены в таблице 2.

Таблица 2 — Значения температур застывания образцов нефти по двум скважинам

№ п/п Номера скважин Температура застывания сырой нефти, "С

ДО обработки после обработки

Дата Дата

12.06 12.07 19.07 26.07 03.08 10.08

1 1002 30 21 24 24 27 30

2 1023 33 34 27 27 30 30

Интервал между обработками увеличился с 20,4 сут при обработке скв. № 1002 горячей водой до 28,7 сут при применении разработанной технологии, а по скв. № 1023 — с 10,9 до 14,3 сут.

Экономический эффект от применения технологии предотвращения и удаления АСПО методами физико-химического воздействия рассчитывается на основе суммарной дополнительной добычи нефти (в том числе от увеличения дебита и потери нефти из-за остановки скважин для обработки) и затрат на химические реагенты, оборудование, транспортировку, на содержание персонала и т.д. За 18 месяцев общая

дополнительная добыча нефти по скв. №№ 1002 и 1023 составила 5875 т, чистая прибыль - 1,073 млн долларов США, и эффект от внедрения данной технологии продолжается.

Таким образом, показано, что применение методов физико-химического воздействия на газожидкостный поток с помощью комплексных химических реагентов позволяет эффективно удалять АСПО, снижает нагрузки на глубинно-насосное оборудование, что продлевает срок его эксплуатации, увеличивает продуктивность скважин. При этом стоимость термохимической обработки значительно ниже стоимости технологий на основе органических растворителей и горячей нефти.

По результатам проведенных испытаний разработан руководящий документ «Технология предотвращения и удаления АСПО в газлифтных скважинах методами физико-химического воздействия».

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ составов АСПО в нефти месторождения «Белый Тигр» показал, что кристаллизация происходит интенсивно при температурах ниже 65 °С, основными компонентами АСПО являются н-парафины (> 80 %) и асфальтены, которые составляют лишь 3...4 %. Остальными компонентами отложений являются легкие фракции нефти и неорганические вещества (БЮг, СаСОз, Ре2Оз и т.д.), температура плавления большинства проб органических отложений относительно высока ~ 80 °С. Кристаллы парафинов образуются начиная с глубины 1500 м, а на глубине 1000 м парафины отлагаются уже в большом количестве.

2. Проведены экспериментальные исследования по определению физико-химических характеристик асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах подобранным амином с разными соотношениями «щелочь — кислота» и с разными составами растворителя.

В результате исследований определена рецептура смеси органической кислоты, органического амина с щелочным характером и органических растворителей. ЛАС и уксусная кислота являются основными кислотами, которые взаимодействуют с щелочью, с выделением тепла, которое расплавляет АСПО в НКТ, а смесь органических растворителей растворяет

АСПО, расплавленных при выделении тепла, что помогает им хорошо диспергироваться в жидкой фазе после прохождения термохимической реакции и снижения температуры среды.

3. Проведены экспериментальные исследования и выбрана рецептура смеси поливинилацетата и органических растворителей (нафталена, толуола, ароматических производных), которая воздействует на кристаллизацию парафинов, что приводит к снижению вязкости и динамического напряжения сдвига при той же температуре, а также к снижению температуры застывания нефти. Это способствует ингибированию образования АСПО, взаимодействуя с активатором для образования геля, адсорбции на поверхности пород, т.е. предотвращению образования АСПО во время добычи нефти.

4. Проведены лабораторные исследования, где в качестве основания смеси использованы этаноламин, этилендиамин, Ы-бутиламин и бутиламин, а также смеси этаноламина и этилендиамина. Исследование влияния мольного соотношения между основанием и кислотой, содержания уксусной кислоты на температуру, вязкость и водородный показатель при использовании Ы-бутиламина в качестве основания показало, что мольное соотношение между основанием и кислотой в пропорции 1,2:1 достаточно для получения смеси продуктов, имеющей рН ~ 9, и достаточно содержания уксусной кислоты в количестве 30 %, чтобы в результате реакции между И-бутиламином и уксусной кислотой выделялось больше тепла для снижения вязкости полученной продукции.

5. Проведенные исследования с разными аминами для подбора наиболее рационального амина в качестве основания смеси по критериям максимальной температуры реакции, водородного показателя рН полученной смеси продуктов реакции, ее вязкости при равных условиях: температуре окружающей среды Т = 25 °С, мольном соотношении между основанием и кислотой в пропорции 1,2:1, содержании уксусной кислоты в смеси кислот 40 %, содержании растворителей 35 % масс, реагирующей смеси показали, что И-бутиламин соответствует всем критериям, и предложено его использовать для дальнейшего исследования в экзотермических реакциях в процессе разработки технологии удаления АСПО.

6. Эксперименты с использованием Ы-бутиламина в качестве основания, растворителей керосина и ксилола с общей массой 35 % от всей массы

реагирующей смеси, состава кислот из уксусной кислоты 50 % и ЛАС 50 %, при мольном соотношении между основанием и кислотой 1,2:1, общем объеме реагирующей смеси 400 мл показали, что состав растворителей с содержанием ксилола 10 % и керосина 90 % имеет лучшие способности растворения АСПО (88 %), чем при полном отсутствии ксилола (80 %). Данный состав растворителей также имеет «лучшее состояние» продуктов реакции, чем в случае содержания ксилола свыше 20 % (не образуется слой, «не переобразуются» АСПО). Поэтому состав растворителей с 10 % ксилола и 90 % керосина является наиболее оптимальным.

7. Разработана технология поэтапного удаления асфальтосмоло-парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах с применением физико-химического воздействия на газожидкостный поток, путем закачки в призабойную зону пласта смеси, состоящей из органической кислоты, органического амина и органических растворителей, а также смеси поливинилацетата, органических растворителей и активатора, использование которых повышает технологическую и экономическую эффективность эксплуатации газлифтных скважин.

В результате промышленного испытания технологии поэтапного удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах на двух скважинах месторождения «Белый Тигр» достигнут 100%-ный эффект. Дополнительная добыча нефти за 18 месяцев составила 5875 т, а чистая прибыль - 1,073 млн долларов США.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Велиев, М. М. Определение физико-химических характеристик асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах [Текст] / М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2014. - Вып. 2 (96). -С. 88-96.

2. Ты Тхань Нгиа. Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений воздействием различных кислотно-щелочных систем на газожидкостный поток [Текст] / Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг // НТЖ

«Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2014. - Вып. 2 (96). - С. 97-106.

3. Ле Вьет Зунг. Технология удаления и предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений [Текст] / Ле Вьет Зунг, М. М. Велиев // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2014. - Вып. 3 (97). - С. 45-54.

Прочие публикации

4. Велиев, М. М. Проблемы, связанные с образованием парафинов при транспорте нефти месторождения «Белый Тигр» [Текст] / М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг, С. А. Иванов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии -2012».-Уфа, 2012.-С. 111-113.

5. Велиев, М. М. К вопросу прогнозирования отложения парафинов на объектах СП «Вьетсовпетро» [Текст] / М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг, С. А. Иванов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XX Юбилейной междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии -2012». - Уфа, 2012. - С. 114-116.

6. Велиев, М. М. Проявления асфальтосмолопарафиновых отложений в трубопроводах месторождения «Белый Тигр» [Текст] / М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг, С. А. Иванов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2012. — С. 33-34.

7. Велиев, М. М. Образование асфальтосмолопарафиновых отложений вдоль технологической цепочки в нефтедобыче [Текст] / М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг, С. А. Иванов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2012. -С. 35-36.

8. Велиев, М. М. Проблемы, вызванные выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений при добыче нефти [Текст] / М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг, С. А. Иванов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2012. - С. 37-39.

9. Ахмадеев, А. Г. Оптимизация подготовки высокопарафинистых нефтей в СП «Вьетсовпетро» [Текст] / А. Г. Ахмадеев, Ле Вьет Зунг, Тонг Кань Шон // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2013. - С. 77-78.

10. Ле Вьет Зунг. Процесс кристаллизации и образования асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах скважин [Текст] / Ле Вьет Зунг, С. А. Иванов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2013. - С. 79-80.

11. Ле Вьет Зунг. Состав и распределение парафинов в асфальтосмолопарафиновых отложениях [Текст] / Ле Вьет Зунг, С. А. Иванов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2013. - С. 81-82.

12. Велиев, М. М. Распределение асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах скважин [Текст] / М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2013. — С. 91-92.

13. Ты Тхань Нгиа. Методы удаления и предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах скважин СП «Вьетсовпетро» [Текст] / Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиев, Ле Вьет Зунг // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2013. - С. 99-102.

14. Ле Вьет Зунг. Лабораторные исследования предупреждения повторного образования асфальтосмолопарафиновых отложений [Текст] / Ле Вьет Зунг, М. М. Велиев, С. А. Иванов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». -Уфа, 2014.-С. 158-159.

15. Ле Минь Туан. Оценка и подбор рациональных теплотворных химических реагентов [Текст] / Ле Минь Туан, Ле Вьет Зунг // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализир. выставки «Газ.

Нефть. Технологии-2014». -Уфа, 2014. - С. 167-168.

16. Ты Тхань Нгиа. Экспериментальные исследования по удалению асфальтосмолопарафиновых отложений с помощью различных кислотно-щелочных систем [Текст] / Ты Тхань Нгиа, Ле Вьет Зунг, М. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности . и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». - Уфа, 2014. - С. 169-171.

17. Ле Вьет Зунг. Экспериментальная модель для оценки эффективности предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений [Текст] / Ле Вьет Зунг, С. А. Иванов, А. А. Алексаньян // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализир. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». - Уфа, 2014.-С. 172-174.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 10.04.2015 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 1,09. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 79. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.