Содержание к диссертации
Введение
1. Образование асфальтосмолопарафиновых отложений и методы их удаления 9
1.1. Влияние состава и свойств углеводородов на возможность образования асфальтосмолопарафиновых отложений 9
1.2. Процесс кристаллизации и образования асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах 14
1.3. Состав и распределение асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах 20
1.4. Методы удаления и предупреждения образования асфальтосмоло парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах 25
Выводы по главе 1 31
2. Лабораторные исследования физико-химических характеристик асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорньгх трубах 33
2.1. Исследование состояния асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах месторождения «Белый Тигр» 33
2.2. Проведение тепловой реакции и подбор рациональных растворителей 42
2.3. Оценка взаимодействия системы химических реагентов 44
2.4. Химические реагенты, применяемые для удаления и предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений 45
2.5. Экспериментальная модель для оценки эффективности предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений 48
2.6. Определение коррозионной активности системы химических реагентов методом потери массы 51
Выводы по главе 2 з
3. Экспериментальные исследования удаления асфальтосмолопарафиновых отложений воздействием различных кислотно-щелочных систем на газожидкостный поток 54
3.1. Экспериментальные исследования по удалению асфальтосмоло-парафиновых отложений с помощью различных кислотно-щелочных систем 54
3.2. Оценка и подбор рациональных теплотворных химических реагентов 63
3.3. Исследование факторов, влияющих на температуру, вязкость и растворимость асфальтосмолопарафиновых отложений
при использовании N-бутиламина в качестве основания 64
3.4. Лабораторные исследования предупреждения асфальтосмоло парафиновых отложений от повторного осаждения 74
Выводы по главе 3 77
4. Технология удаления и предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений и ее промысловые испытания 80
4.1. Расчет количества асфальтосмолопарафиновых отложений
и необходимых для его обработки химических реагентов 81
4.2. Рекомендации для технологической обработки асфальтосмолопарафиновых отложений внутри насосно-компрессорных труб 84
4.3. Выбор скважин-кандидатов с целью удаления асфальтосмоло-парафиновых отложений 86
4.4. Подготовка химических реагентов и технического оборудования
для испытания 90
4.5. Технология удаления асфальтосмолопарафиновых отложений 94
Выводы по главе 4 105
Основные выводы и рекомендации 106
Список использованной литературы
- Методы удаления и предупреждения образования асфальтосмоло парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах
- Химические реагенты, применяемые для удаления и предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений
- Оценка и подбор рациональных теплотворных химических реагентов
- Рекомендации для технологической обработки асфальтосмолопарафиновых отложений внутри насосно-компрессорных труб
Методы удаления и предупреждения образования асфальтосмоло парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах
В практике эксплуатации скважин встречаются различные осложнения, обусловленные отложениями парафина, выносом песка и образованием песчаных пробок, отложением минеральных солей на забое скважины, в подъёмных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д.
Асфальтосмолопарафиновые отложения образуются, в основном, парафинами, смолами и асфальтенами, которые в условиях пласта коллоидно растворены в нефти [3, 22, 56, 65, 75].
В группу парафинов входят твёрдые углеводороды от СпНзб до С71Н144. Плотность парафина в твёрдом состоянии колеблется в пределах от 865 до 940 кг/м3. Чистые парафины - белые кристаллические вещества, которые при определённых термодинамических условиях переходят в жидкое состояние. Смолы представляют собой полициклические соединения, молекулы которых, кроме углерода и водорода, содержат атомы кислорода, серы, азота. В нефти такие соединения обладают коллоидными свойствами и оказывают влияние на начало кристаллизации и рост кристаллов парафина. Так, при концентрации смол 4 % температура застывания нефти понижается на 2 С.
Асфальтены имеют большую молекулярную массу, коллоидную или твёрдую консистенцию. Эффективная концентрация асфальтенов, влияющих на кристаллизацию парафина, составляет 0,5 %.
Наличие в нефти частиц песка, глины и других механических примесей способствует упрочнению АСПО, зачастую выступая центрами кристаллизации парафина. Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. Так, при снижении температуры нефти сначала кристаллизуются более тугоплавкие углеводороды (УВ), а в дальнейшем, при массовой кристаллизации, - менее тугоплавкие. Таким образом, в зависимости от условий составы парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразны. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Характерной особенностью процесса является неравномерное распределение парафина в массе отложений по сечению слоя. Наибольшее количество парафина содержится в слое, непосредственно прилегающем к стенке. Это указывает на то, что по мере накопления отложений во внутренних слоях происходит перекристаллизация парафинов. Отложения уплотняются, и жидкая фаза вытесняется. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси. Парафиновые отложения характеризуются следующим составом: парафины - 10...75 %, асфальтены -2...5 %, смолы - 11...30 %, связанная нефть - до 60 %, механические примеси - 1...5 % [18,27,33,80,99].
По химическому строению различают 2 типа углеводородов: насыщенные (включая парафины, изо-парафины и нафтен) и ароматические [26, 89].
В нефти и в пластовой воде, поднимаемых на поверхность, всегда содержатся растворенные вещества, которые способствуют образованию нефтяных эмульсий и повышению их стойкости. Основными стабилизаторами водонефтяной эмульсии, содержащихся в нефти, являются асфальтены, нафтены, смолы, парафины, механические примеси.
Ввиду своей небольшой температуры плавления (порядка 60...65 С), парафин свободно при нагреве переходит из твёрдого состояния в жидкое, а при охлаждении могут образовываться центры кристаллизации. Асфальтены характеризуются высокими температурами плавления порядка 300 С и выше, и в нефтях практически всегда находятся в твёрдом состоянии и стабилизированные смолами [82].
Твердые асфальтены представляют собой надмолекулярные образования, состоящие из 5-6 слоев полиядерных двухмерных пластин общей толщиной 1,6...2,0 нм. Асфальтены в обычный микроскоп не видны.
Смолы же в нефтях образуют истинные растворы, т.е. растворены в общем объёме нефти. Особое внимание при добыче, транспортировке и хранении нефти следует уделить образованию АСПО. Процесс образования АСПО чрезвычайно сложен. В нём могут участвовать такие физико-химические процессы, как седиментация механически взвешенных частиц, укрупнение и осаждение диспергированных компонентов, насыщение молекулярно-растворенных компонентов и образование кристаллов, адсорбция компонентов системы и другие. Такое разнообразие физико-химических процессов резко увеличивает количество факторов, влияющих на процесс образования АСПО [6, 7, 16, 22, 70, 83].
Без знаний о составе и основных свойствах АСПО, основного объекта исследований не может вестись работа по предотвращению отложений на нефтепромысловом оборудовании.
АСПО - природный композитный материал, состоящий из 10-15 органоминеральных веществ и соединений. Отложения представляют собой, как правило, мазеподобную суспензию или эмульсию с высокой адгезией к различным поверхностям.
Отложения на поверхности нефтепромыслового оборудования, в основном, формируются органическими и неорганическими веществами.
Парафины представлены, в основном, углеводородами с числом атомов углерода в молекуле от 22 до 28. Молекулы н-алканов при охлаждении формируют кристаллы. В кристалле они имеют форму плоских зигзагообразных цепей высокомолекулярных н-алканов, параллельных между собой [3, 4, 73, 78, 85, 92].
Средняя температура плавления нефтяных парафинов на подавляющем большинстве залежей находится в пределах 47...61 С. В широком диапазоне содержания парафинов средняя температура плавления изменяется мало и составляет 52 С. Отклонение от среднего значения сравнительно небольшое (± 1,3...2,8 С). Это указывает на то, что состав нефтяных парафинов в подавляющем большинстве залежей оказывается практически одинаков и мало зависит от содержания парафинов в нефти.
Химические реагенты, применяемые для удаления и предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений
В таблице 2.1 приведены параметры скважин, типичных по АСПО, а в таблице 2.2 - план-график депарафинизации некоторых скважин.
Как видно, наибольшее количество скважино-операций по ликвидации АСПО за 2010 год выполнено на МСП 5 (223 скв.-опер.), больше, чем в 2009 году (195 скв.-опер.), а также на МСП-10 (ПО скв.-опер.), меньше, чем в 2009 году (138 скв.-опер.). 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) подвергаются, в основном, скважины, работающие с нижнего и верхнего олигоцена.
В 2010 году простой скважин по причине депарафинизации составил 1197 ч, немного меньше, чем в 2009 году (1310,3 ч), при этом потери добычи нефти составили 1087,7 т нефти против 1150,7 т в 2009 году. Из таблицы видно, что депарафинизация в 2010 году проводилась на 22 скважинах (на 3 скв. меньше, чем в 2009 году). Снижение числа скважин, регулярно подвергающихся депарафинизации, за последнее время происходит за счет роста обводненности их продукции, что способствует увеличению устьевых температур. Наибольшие простои скважин и потери добычи нефти наблюдаются на МСП 5 (565 ч и 426 т), на МСП-10 (3116 ч и 424 т) и на скв. № 1120 (188 ч и 120 т).
Средние значения основных показателей нефтей месторождения «Белый Тигр», исследованных в период 2008-2009 гг., приведены в таблице 2.6. В целом, вниз по разрезу отмечается уменьшение плотности, вязкости, содержания серы, асфальтосмолистых веществ.
Анализ геолого-физических характеристик месторождения «Белый Тигр», глубинных и устьевых проб нефти и АСПО позволил выявить основные факторы, обуславливающие интенсивное накопление твердой фазы (в частности 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 большая глубина залегания нефти (до 4500 м). Перечисленные факторы способствуют образованию АСПО на поверхности насосно-компрессорных труб с глубины 1000 м. Это осложняется тем, что 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. И, наконец, 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 [1, 2, 6, 10, 96].
В процессе эксплуатации скважин происходит уменьшение внутреннего проходного сечения труб вплоть до создания аварийной ситуации - парафиновой пробки. Таким образом, после исследования состояния асфальтосмоло-парафиновых отложений в газлифтных скважинах месторождения «Белый Тигр» можно сделать следующие выводы.
Накопление АСПО на внутренних поверхностях НКТ ведет к ускорению износа оборудования, снижению коэффициента продуктивности месторождения, поэтому возникает необходимость проведения профилактических работ для удаления парафинистых отложений АСПО, их разложения и предупреждения образования [14].
До последнего времени основными способами борьбы с отложениями АСПО были тепловая обработка, механическая обработка (с использованием скребков различной конфигурации) и химический метод. Метод тепловой обработки базируется на способности парафина плавиться при температуре свыше 50 С, поэтому для создания необходимой температуры необходимо специальное оборудование.
Главными недостатками первых 2 методов можно считать их высокую энергоемкость в связи с использованием паротепловых установок, ненадежность, низкую эффективность и дополнительные материальные и трудовые затраты.
Анализ существующих способов борьбы с образованием стойких водопарафиновых эмульсий и асфальтосмолопарафиновых отложений показывает, что наиболее используемыми и перспективными являются химические методы. Они предусматривают использование реагентов для удаления уже образовавшихся АСПО, предупреждение их образования и разрушение водонефтяных отложений. Но при использовании химических методов часто возникает проблема подбора рабочего раствора с учетом физико-химических показателей нефти каждого месторождения. Это связано с недостаточным количеством информации о механизме взаимодействия нефтяных дисперсных систем с поверхностно-активными веществами [8, 11 - 13, 21, 44, 51, 64].
Оценка и подбор рациональных теплотворных химических реагентов
После проведения экспериментальных исследований с разными аминами проведен сравнительный анализ для подбора наиболее рационального амина в качестве основания смеси [19, 24, 35, 67]. Критериями для сравнения являются: максимальная температура реакции, водородный показатель рН полученной смеси продуктов реакции и её вязкость. Эти критерии приняты для анализа по следующим причинам: - температура должна быть выше температуры плавления АСПО, чтобы АСПО полностью расплавлялись (чем выше температура реакции, тем быстрее плавятся АСПО); - по результатам проведенных исследований в области борьбы с коррозией коррозионная стойкость самая высокая при рН = 9, т.е. для защиты НКТ и оборудований от коррозии водородный показатель смеси продуктов реакции должен быть близким 9; - вязкость смеси продуктов реакции - один из важнейших параметров смеси флюидов при её закачке в скважину. При низкой подвижности добываемых флюидов процессы закачки и перезапуск скважины затрудняются.
Для удобства сравнения аминов все эксперименты были проведены при равных условиях: температура окружающей среды Т = 25 С; мольное соотношение между основанием и кислотой в пропорции 1,2:1; содержание уксусной кислоты в смеси кислот 40 %, содержание растворителей 35 % масс, реагирующей смеси.
Как видно из анализа таблицы 3.6, N-бутиламин соответствует по всем критериям: высокая температура реакции, высокая подвижность смеси продуктов реакции, рН = 9. По результатам экспериментов предложено использовать N-бутиламин для дальнейшего исследования в экзотермических реакциях в процессе разработки технологии удаления АСПО.
Исследование факторов, влияющих на температуру, вязкость и растворимость асфальтосмолопарафиновых отложений при использовании N-бутиламина в качестве основания
Как видно из таблицы 3.3, содержание растворителей 35 % может обеспечить температуру полученных продуктов реакции выше 107 С. Поэтому в дальнейших исследованиях принято оставить содержание растворителей на уровне 35 %. В список исследуемых критериев включается содержание уксусной кислоты.
Исследование влияния уксусной кислоты на максимальную температуру реакции
На основе полученных результатов экспериментов, представленных в таблице 3.6, построен график, отображающий зависимость максимальной температуры реакции от содержания уксусной кислоты в смеси кислот (рисунок 3.3).
Как видно из рисунка 3.3, при соотношении кислоты с амином в пропорции 1:1,2 и содержании уксусной кислоты более 50 % массы от смеси кислот температура реакции является самой высокой. Данный состав (содержание компонентов) использован в дальнейшем при исследовании других свойств растворителей и растворимости АСПО. 120
Содержание уксусной кислоты, % масс. Рисунок 3.3 - Зависимости максимальной температуры реакции от содержания уксусной кислоты при разных соотношениях «основание - кислота»
Исследование влияния растворителей на максимальную температуру реакции, а также на способность растворять АСПО
Проведены эксперименты с целью оценки влияния растворителей (в качестве растворителя предложено использовать смесь керосина и ксилола) на максимальную температуру реакции и на растворимость АСПО, результаты которых приведены в таблице 3.7 [20, 41, 45, 53, 61, 69, 77, 90].
Из анализа таблицы 3.7 видно, 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. Данный состав растворителей используется в дальнейших экспериментах. 120
Кроме того, способность растворить АСПО в этом случае (10 % ксилола и 90 % керосина) такая: 400 мл = 0,4 л реагирующей смеси растворяет 59,98 - 7,32 = 52,66 г = 0,05266 кг АСПО. Так, для растворения 1 кг АСПО необходимо: 1 : 0,05266 х 0,4 л = 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 расчёта представлены в таблице 3.8.
Рекомендации для технологической обработки асфальтосмолопарафиновых отложений внутри насосно-компрессорных труб
С целью удаления АСПО внутри НКТ предложен следующий алгоритм: 1. Исследовать и подобрать скважины-кандидаты; 2. Рассмотреть условия и технические данные по скважинам; 3. Определить химико-физические параметры компонентов отложений; 4. Определить толщины отложений, диаметр и длину обрабатываемого участка НКТ для расчета массы отложений, нуждающихся в обработке; 5. Рассчитать необходимое количество химических реагентов для обработки массы отложений. Перед обработкой рекомендуется закачать в скважину 5 м3 дизельного топлива (ДТ) для промывки поверхности АСПО так, чтобы продукты реакции между VD-Dewax А и VD-Dewax В контактировали лучше с АСПО при обработке.
Для получения наибольшего эффекта от обработки с использованием химических реагентов VD-Dewax А и VD-Dewax В предлагается их одновременную закачку в скважину с одинаковым расходом, что обеспечивает более полную реакцию с выделением максимального количества тепла и достижением наибольших значений температур. В некоторых особых случаях объем двух закачиваемых химических реагентов VD-Dewax А и VD-Dewax В может подбираться в зависимости от количества объема растворителя. Кроме этого, для обеспечения эффективности расплавления АСПО при высокой температуре время контакта между ними должно быть достаточным. Поэтому необходимо закачивать VD-Dewax А и VD-Dewax В с маленьким расходом, примерно 4 м3/ч одним насосом, или 8 м3/ч двумя насосами. Точность выбора расхода реагентов не только помогает получить максимальное количество тепла, но и избежать осаждения расплавленного АСПО в НКТ, обеспечив его полное растворение и вымыв потоком. В случае закачки растворов с большим расходом возможно образование «пробки» в НКТ.
В данном случае рекомендуется закачать 5 м3 ДТ для продавки химических реагентов. Далее, после закачки химических реагентов, необходимо закрыть скважину на 1 ч, после чего провести освоение скважины с вводом ее в эксплуатацию.
Затем следует проверять пробу нефти после перевода скважины в эксплуатацию до момента полного прекращения обнаружения АСПО в потоке выносимой на поверхность жидкости после обработки. 4.3. Выбор скважин-кандидатов с целью удаления асфальтосмолопарафиновых отложений
Объектами применения технологии являются добывающие скважины, работающие с терригенных пластов (нижний олигоцен, нижний миоцен) и с фундамента месторождения «Белый Тигр», в которых прогнозируется образования АСПО в НКТ. В основном, АСПО образуются в добывающих скважинах с низкой устьевой температурой, в которых нефть имеет высокую концентрацию парафина.
Основными объектами применения этой технологии являются низкодебитные газлифтные скважины. Признаком отложения 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.
Основные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов нижнего миоцена, нижнего олигоцена и фундамента месторождения «Белый Тигр» представлены в таблице 4.3.
Испытания комплексного химического реагента проводятся на газлифтных скважинах МСП-10, где осуществляется наибольшее количество операций по депарафинизации скважин, и соответственно, наблюдаются наибольшие недоборы нефти и время простоя скважин. Для испытаний выбраны газлифтные скважины с наибольшим числом остановок на депарафинизацию, а также газлифтные скважины, по которым отложений АСПО не наблюдается, для оценки применения комплексного реагента с целью улучшения условий лифтирования.
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 и частота проведения депарафинизации скв. № 1002 показаны на рисунках 4.2 и 4.3, а скв. № 1023 - на рисунках 4.4 и 4.5. Таблица 4.3 - Основные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов
Кроме этого, после депарафинизации горячей водой дебит имеет тенденцию к увеличению. Это показывает, что снижение дебита нефти каждой скважины происходит не только из-за уменьшения пластового давления (две испытываемые скважины имеют низкое пластовое давление), а еще и из-за загрязнения в пласте и НКТ, особенно АСПО. Поэтому применение технологии удаления и предотвращения АСПО в этот момент очень необходимо.
Подготовка химических реагентов и технического оборудования для испытания После изучения технических параметров и историй работы выбранных скважин была проведена подготовка необходимых химических реагентов для испытаний в назначенных скважинах, определено необходимое количество химических реагентов, зависящее от технических параметров скважин №№ 1002 и 1023, и компонентный состав (после исследований в лаборатории) (таблицы 4.4 и 4.5).
