Разработка и развитие технологических решений проблемы формирования органических отложений в условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей нефти (04.04.2011)

Автор: Гуськова Ирина Алексеевна

Четвертая глава посвящена исследованию условий формирования органических отложений в различных подсистемах нефтедобывающей системы на поздней стадии разработки, включая пласт, призабойную зону пласта добывающих и нагнетательных скважин, скважину.

На основе анализа результатов исследований формирования органических отложений в пластовых условиях показано, что вследствие большого различия в условиях, результаты экспериментального изучения процесса в значительной степени противоречивы. В качестве критерия оценки потенциальной возможности кольматации порового пространства пласта органическими веществами оптимальным является использование комплексного параметра - величины насыщенности пластовой нефти парафином, которую характеризуют разностью между температурами - пластовой и насыщения нефти парафином. Данный параметр характеризует как группу факторов, определяющих компонентный состав и физико-химические свойства добываемых нефтей и их изменение в процессе разработки, так и группу температурных факторов, определяющих термодинамические условия и их изменение в процессе разработки. Замеры пластовой температуры и пластового давления по ряду скважин Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения показали, что температура пласта по исследованным скважинам колеблется от 29 до 34(С. На основе анализа величин пластовой температуры и температуры насыщения нефти парафином, показано, что пластовая нефть по исследованным скважинам насыщена или близка к насыщению парафином.

Значимым негативным фактором, оказывающим влияние на эксплуатацию добывающих скважин, является формирование органических отложений в призабойной зоне при изменении термобарических условий в процессе эксплуатации залежей нефти. На основе статистического анализа результатов термометрии скважин Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения, установлено, что более 50% добывающих скважин с интервалом перфорации в пределах 1600-1780 метров имеют забойную температуру меньше верхнего предела температуры начала кристаллизации. (рис.7)

Рис.7 - Распределение скважин Абдрахмановской площади по результатам термометрии

На снижение проницаемости призабойной зоны нагнетательных скважин и прилегающей промытой зоны продуктивного горизонта оказывает влияние характер взаимодействия в системе порода – остаточная нефть - закачиваемые флюиды. В зависимости от особенностей геологических и термодинамических характеристик призабойной зоны нагнетательной скважины изменение её проницаемости возможно вследствие непосредственного возникновения и роста частиц в поровом пространстве, имеющем остаточную нефтенасыщенность, кольматационных эффектов при фильтрации воды. Одной из важнейших причин, определяющих возможность кольматации порового пространстства призабойной зоны нагнетательных скважин органическими веществами, является наличие эмульгированной нефти в закачиваемой воде.

На основе анализа изменения свободной поверхностной энергии системы в процессе избирательного смачивания показано, что существует благоприятное для существования плёночной нефти соотношение сил адгезии нефти к зёрнам породы и отрывающего усилия под воздействием скоростного напора потока. Неизвлекаемая плёночная нефть, в которую переходит эмульгированная нефть, содержащаяся в закачиваемой воде, при соответствующем понижении температуры является одной из основных причин снижения фильтрационно-ёмкостных характеристик призабойной зоны пласта нагнетательных скважин. Данный вывод подтверждается результатами лабораторных исследований состава кольматантов призабойной зоны нагнетательных скважин Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения и Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения. Исследования проводились по пробам воды, последовательно отобранным в процессе проведения динамических изливов, используемых для очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин. Выявлено повышенное содержание нефтепродуктов в первых пробах воды по скважинам анализируемых площадей (свыше 1000 мг/л).

Рис.8 - Кратность увеличения приёмистости в результате проведения динамического излива в зависимости от начальной приёмистости скважин

Повышенное содержание нефтепродуктов, очевидно, обусловлено тем, что при охлаждении призабойной зоны ниже температуры начала кристаллизации парафина в результате контакта органической части примесей, закачиваемых с водой в нагнетательные скважины, и в большинстве случаев представляющих собой эмульгированные плёнки разрушенных структур промежуточных слоёв, в составе которых преобладают тяжёлые масла, парафины, и асфальтены, происходит обогащение плёночной нефти парафином и асфальтенами. Процесс формирования нефтяной плёнки с повышенным содержанием асфальтенов и парафинов является энергетически выгодным, в результате чего в первую очередь снижается приёмистость пластов в зонах с низкой проницаемостью. Данный вывод подтверждён результатами статистической обработки промысловых исследований по изменению приёмистости после проведения динамических изливов. Получена зависимость кратности изменения приёмистости от начальной приёмистости (рис. 8). В скважинах, где приёмистость до проведения излива практически отсутствовала и составляла в среднем менее 2 м3/сут, приёмистость увеличилась в среднем в 30 раз. На скважинах со средней величиной приёмистости от 14 до 40 м3/сут и более, увеличение произошло в 1,2- 9 раз.

При эксплуатации добывающих скважин в ОАО «Татнефть» проблема формирования органических отложений существует, в основном в скважинах, пробуренных на терригенные отложения верхнего девона. Изучена динамика максимальной глубины формирования органических отложений на основе данных 1849 актов подземных ремонтов скважин, выполненных за последние 10 лет в различных НГДУ ОАО «Татнефть». Результаты статистического анализа показывают, что с 1999 года количество скважин, в которых глубина формирования органических отложений составляет более 900м, увеличилось с 24,1 до 67,7% (рис. 9).

Рис.9 - Динамика изменения глубины формирования органических отложений

Выявлено, что характерной особенностью проблемы формирования органических отложений на поздней стадии разработки при эксплуатации скважин, оборудованных ШГН, является формирование органических отложений не только в насосно-компрессорных трубах (73% ремонтов), но и в насосном оборудовании, и на поверхности штанг, в условиях отсутствия перепада температур (27% ремонтов). На основе статистической обработки термограмм добывающих скважин, осложненных формированием органических отложений, построены гистограммы распределения скважин по величине температуры на глубине 1500 и 1000 метров (рис.10). Более 30% осложнённого формированием органических отложений фонда скважин на глубине 1500 метров имеют температуру менее 27°С, и для 100% исследованных скважин на глубине 1000 метров отмечена температура ниже 21°С, т.е. меньше нижнего предела температуры начала кристаллизации.

Показано, что интенсивность формирования органических отложений в добывающих скважинах при добыче парафинистых нефтей определяется свойствами и составом нефти, физическими параметрами потока, характеристиками поверхности, термодинамическими условиями.

????????

????????

????????

????????

????????

????????

????????

??????????

????????

????????

/ в конечном счете, в суммарном влиянии дебита на интенсивность формирования органических отложений на поверхности нефтепромыслового оборудования.

Рис. 11 - Распределение скважин, осложнённых формированием органических отложений по дебитам

В результате анализа технологических режимов осложнённых формированием органических отложений скважин Восточно-Сулеевской, Алькеевской, Чишминской и Ташлиярской площадей Ромашкинского месторождения построено статистическое распределение скважин осложнённого фонда по дебитам (рис.11). Полученное статистическое распределение выровнено с помощью нормального закона распределения:

Qж-дебит по жидкости, м3/сут.

Установлено, что наиболее часто органические отложения формируются в скважинах, имеющих дебиты менее 20 т/сут. Причем в этом диапазоне дебитов преобладают скважины, имеющие дебит по жидкости до 5 т/сут. Критическим дебитом, когда образование в скважинах органических отложений практически не наблюдаются, является дебит свыше 35т/сут.

Учитывая, что необходимость профилактической обработки возникает при уменьшении проходного сечения НКТ примерно в два раза, можно оценить интенсивность формирования органических отложений в зависимости от дебита скважины для различной обводненности. На основе анализа промысловых данных с использованием параметра интенсивности формирования органических отложений i, представляющего собой отношение суммарного количества промывок, выполненных за календарный год на скважинах с определенной обводненностью продукции к соответствующему количеству скважин, определена интенсивность формирования органических отложений для скважин с различной обводнённостью (рис. 12).

Рис.12 - Интенсивность формирования органических отложений в зависимости от дебита и обводнённости продукции

Характер кривых, полученных в результате обработки промысловых данных, подтверждает результаты экспериментальных исследований влияния скорости на интенсивность формирования органических отложений. Установлено, что в интервале дебита 0-10м3/сут. минимальная интенсивность формирования органических отложений соответствует минимальной обводненности потока. Это связано с тем, что при движении безводной продукции при небольших скоростях потока образуется рыхлая структура отложений с низкой прочностью. Поэтому, несмотря на относительно большую скорость роста, результативная интенсивность формирования отложений в условиях скважины незначительна. С увеличением скорости потока для безводных скважин происходит некоторое увеличение интенсивности формирования отложений. Для соответствующего интервала скорости при движении обводненной продукции, несмотря на большую пластичность формирующихся отложений и увеличение в их составе содержания асфальтенов, смол, воды и механических примесей, происходит некоторое уменьшение интенсивности, что обусловлено влиянием скорости на темп охлаждения, дисперсность водонефтяного потока и его реологические свойства. Дальнейшее нарастание скорости увеличивает роль смывающего фактора и темп его охлаждения, интенсивность процесса формирования органических отложений при этом снижается.

На поздней стадии разработки, в условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей, добыча нефти происходит в условиях высокой обводненности продукции скважин, значительная часть скважин имеет низкие дебиты и забойные давления. Многофакторный дисперсионный анализ влияния ряда геолого-технических характеристик на длительность работы до выхода из строя по причинам, связанным с формированием органических отложений в НКТ, скважин Восточно-Сулеевской и Алькеевской площадей Ромашкинского месторождения, позволил установить не только факт влияния анализируемых показателей на ход процесса, но и степень влияния отдельных факторов и их взаимодействий. Выявлено, что при добыче обводнённой нефти, дебит оказывает наиболее значительное влияние на интенсивность формирования органических отложений, меньшее влияние оказывает обводнённость и сочетание факторов обводнённости и забойного давления.

Таким образом, на основе выполненных теоретических и промысловых исследований установлены закономерности и выявлены основные факторы, определяющие интенсивность формирования органических отложений при движении обводнённой продукции. Установлено, что в условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей на поздней стадии разработки область формирования органических отложений включает все основные подсистемы нефтедобывающей системы - пласт, призабойную зону пласта, основные элементы скважинного оборудования, включая насосно-компрессорные трубы, насосное оборудование, колонну штанг.

Пятая глава посвящена проблеме совершенствования технологий и разработке новых технологических решений, обеспечивающих эффективное применение методов предупреждения и удаления органических отложений в условиях функционирования единой нефтедобывающей системы. Показано, что системный подход к выбору методов предупреждения и удаления органических отложений требует рассмотрения объектов применения не только как самостоятельных систем, но и как элементов систем более высокого ранга. Такой подход требует, чтобы решение проблемы формирования органических отложений было основано на использовании методов, оказывающих положительное влияние, или, как минимум, не оказывающих негативного влияния на функционирование нефтедобывающей системы в целом. На основе анализа и систематизации методов предупреждения и удаления органических отложений предложена классификация методов предупреждения и удаления органических отложений, основанная на учёте влияния технологий на смежные технологические процессы и надёжность функционирования нефтедобывающей системы в целом.

На основе анализа ранее проведённых исследований по выбору растворителей для удаления органических отложений, показано, что при выборе растворителя на основе изучения взаимодействия «состав отложений – состав растворителя» были сформулированы требования к растворителям, обеспечивающим максимум растворимости органических отложений, разработано физико-химическое обоснование направленного подбора растворителей, предложены и испытаны составы растворителей для удаления отложений. Несмотря на это, данный подход имеет недостатки.

Практически все исследования по выбору оптимального растворителя основаны на изучении влияния состава растворителя на кинетику растворения, в зависимости от состава органических отложений. При этом не учитываются структура и свойства отложений, и возможные их изменения в результате применения различных технологий.

Процесс подбора растворителей не включает этап проведения исследований по оценке влияния растворителя на устойчивость нефтяной дисперсной системы, так как при смешении с лёгким углеводородными растворителями возможно уменьшение вязкости нефтяной дисперсной системы, и как следствие, снижение коллоидной стабильности и ускорение седиментационных процессов.

Существующие методики оценки эффективности растворителей основаны на пробоподготовке образца органических отложений, в том числе с использованием механического воздействия или плавления, в результате чего полностью меняется структура отложений.

Как правило, оценка растворяющей способности проводится в условиях, когда растворитель действует на образец органических отложений со всех сторон, тогда как на практике всестороннего контакта растворителя и органических отложений не происходит.

Под руководством автора был разработан новый экспериментальный метод исследования эффективности растворителей, учитывающий структуру отложений, наличие и свойства поверхности, на которой они сформировались, а также возможность исследования динамики процесса растворения.

С использованием спектрофотометрических методов выполнены исследования влияния некоторых растворителей на кинетическую устойчивость парафинистых нефтей месторождений Татарстана. В качестве критерия кинетической устойчивости нефти использован фактор устойчивости Ф, который представляет собой отношение установившейся оптической плотности нефти в верхнем и нижнем слоях, расположенных на фиксированном расстоянии друг от друга в направлении сил осаждения, после предварительного смешения нефти с растворителем и термостатирования при различных температурах в течение 8 часов. Исследования проводились на фотометре КФК-3 в диапазоне длин волн от 310 нм до 990 нм и температур от 30 до 60 0С.


загрузка...