Содержание к диссертации
Введение
1 Основные осложнения при добыче нефти и методы борьбы с ними на поздней стадии разработки месторождений республики башкортостан
1.1 Основные осложнения при добыче нефти на поздней стадии разработки
1.2. Современное состояние и перспективы применения методов борьбы с АСПО
1.3 Опыт применения методов борьбы с сероводородом и связанными с ним осложнениями
Выводы к главе 1
2 Исследование условий формирования, состава и свойств аспо на поздней стадии разработки нефтяного месторождения
2.1 Анализ эффективности эксплуатации скважин, осложненных образованием АСПО
2.2 Исследование условий образования АСПО в системе "пласт-скважина" на поздней стадии разработки нефтяного месторождения
2.3 Исследование генезиса, состава и свойств отложений, формируемых в системе "пласт-скважина" в процессе ее эксплуатации
Выводы к главе 2
3 Разработка эффективных растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений
3.1 Анализ эффективности применения растворителей АСПО на месторождениях республики Башкортостан
3.2 Физико-химические основы направленного подбора растворителей АСПО
3.3 Разработка новых химических составов-растворителей АСПО
Выводы к главе 3
4 Разработка технологий удаления аспо в системе "пласт-скважина" с помощью растворителей
4.1 Выбор объектов и технологий применения разработанных составов растворителей АСПО для промысловых испытаний
4.2 Промысловые испытания разработанных составов растворителей АСПО
Выводы к главе 4
Основные выводы и рекомендации
Библиографический список
Приложения
- Основные осложнения при добыче нефти на поздней стадии разработки
- Анализ эффективности эксплуатации скважин, осложненных образованием АСПО
- Анализ эффективности применения растворителей АСПО на месторождениях республики Башкортостан
- Выбор объектов и технологий применения разработанных составов растворителей АСПО для промысловых испытаний
Введение к работе
1 ОСНОВНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ И МЕТОДЫ
БОРЬБЫ С НИМИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН
1.1 Основные осложнения при добыче нефти на поздней стадии
разработки
1.2Современное состояние и перспективы применения методов борьбы с
АСПО
1.3 Опыт применения методов борьбы с сероводородом и связанными с
ним осложнениями
Выводы к главе 1
2 ИССЛЕДОВАНИЕ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ, СОСТАВА И
СВОЙСТВ АСПО НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Анализ эффективности эксплуатации скважин, осложненных образованием АСПО
Исследование условий образования АСПО в системе "пласт-скважина" на поздней стадии разработки нефтяного месторождения
Исследование генезиса, состава и свойств отложений, формируемых в системе "пласт-скважина" в процессе ее эксплуатации
Выводы к главе 2
3 РАЗРАБОТКА ЭФФЕКТИВНЫХ РАСТВОРИТЕЛЕЙ
АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
3.1 Анализ эффективности применения растворителей АСПО на
месторождениях республики Башкортостан
3.2 Физико-химические основы направленного подбора растворителей
АСПО
Стр.
3.3 Разработка новых химических составов-растворителей АСПО
Выводы к главе 3
4 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ УДАЛЕНИЯ АСПО В СИСТЕМЕ
"ПЛАСТ-СКВАЖИНА" С ПОМОЩЬЮ РАСТВОРИТЕЛЕЙ
4.1 Выбор объектов и технологий применения разработанных составов
растворителей АСПО для промысловых испытаний
4.2 Промысловые испытания разработанных составов растворителей
АСПО
Выводы к главе 4
Основные выводы и рекомендации
Библиографический список
Приложения
Основные осложнения при добыче нефти на поздней стадии разработки
Современное состояние нефтегазодобывающего комплекса Башкортостана характерно тем, что подавляющая часть ресурсов углеводородов уже выявлена. Извлечено около 80% начальных извлекаемых запасов нефти. Большинство крупных и средних нефтяных месторождений вошли в заключительную стадию разработки. Обводненность продукции в целом по всем месторождениям превышает 92% [5]. В зависимости от особенностей геологического строения, коллекторских свойств пластов, системы и технологии разработки, величина конечной нефтеотдачи пластов по различным залежам нефти меняется в широких пределах и составляет от 8 - 30% для гравитационных режимов до 30 - 65% при жестком водонапорном режиме [51].
С точки зрения окупаемости затрат, технической и технологической оснащенности производства в ближайшие годы наиболее перспективным представляется комплексное использование гидродинамических методов воздействия на пласты и физико - химических технологий, адресное воздействие на призабойную зону скважин для вовлечения в активную разработку недренируемых и слабодренируемых запасов. Следовательно, необходимо изучение состояния разработки элементов залежи, проектирование и осуществление комплекса работ в нагнетательных и добывающих скважинах [90].
Как упоминалось выше, любое воздействие на систему "пластскважина" основывается на анализе коллекторских свойств пород призабойной зоны пласта и физико - химических свойств жидкостей. Тем более, что последние в основном и определяют условия формирования различных осложнений в процессе разработки месторождений.
Осложнения можно условно разделить на связанные: с естественными причинами (изначальные повышенная вязкость пластовой нефти [1], повышенное содержание асфальтенов, смол и парафинов в пластовой нефти, наличие сероводорода природного происхождения и т.д.); с техногенным воздействием (заражение продуктивного пласта сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ) вследствие закачки в систему поддержания пластового давления (1ШД) пресных вод, недостаточно высокое качество подготовки сточных вод и т.д.).
На рисунке 1.1 показано распределение осложненного фонда скважин АНК "Башнефть" в 2004 году. Таким образом, 28% эксплуатационного фонда относятся к категории осложненных по различным причинам, в том числе почти 16%-по причине различных отложений.
На рисунке 1.2 представлено распределение осложненного фонда скважин ООО "НГДУ Уфанефть" за 2004 год.
Осложненный фонд составляет 23% от эксплуатационного фонда, в том числе по причине отложений АСП - 9%, отложений гипса - 1,7%, сульфидов - 12,3%.
В настоящее время эксплуатация месторождений характеризуется осложнениями, обусловленными образованием комплексных осадков, состоящих из АСП, сульфидов и т.д. Это происходит в основном из-за смешения различных по химическому составу вод, изменения термобарических условий и т.д.
Волковского - карбонатными отложениями турнейского яруса. Нефти трех месторождений характеризуются значительным содержанием АСП, первых двух содержат сероводород биогенного происхождения [30], последнего — естественного. В то же время каждый объект имеет свои особенности литолого-стратиграфического разреза, физико-химических свойств добываемой продукции и т.д. Поэтому различные аспекты условий формирования, состава и свойств АСПО будут рассмотрены на примере вышеуказанных месторождений.
Поскольку в процессе разработки месторождений имеет место целый комплекс проблем, постольку применяемые мероприятия подразделяются на направления в зависимости от поставленной цели. Условно методы и технологии можно разделить на направленные: на предотвращение осложнений; на удаление имеющихся отложений; на увеличение нефтеотдачи (МУН).
Остаточные извлекаемые запасы нефти могут быть восполнены за счет внедрения МУН. К концу 1995 г. МУН охвачено около 500 млн. т остаточных балансовых запасов нефти с годовой добычей свыше 700 тыс. тонн нефти [5]. В основе выбора эффективных технологий увеличения нефтеотдачи лежат соответствующие механизмы воздействия на основные факторы, снижающие коэффициент нефтеизвлечения.
Обработки призабойных зон (ОПЗ) являются одним из методов увеличения продуктивности добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин. Так как описанные выше осложнения больше всего проявляются на участке "скважина - пласт", поэтому в основе технологий ОПЗ лежат рассмотренные выше методы воздействия.
Анализ эффективности эксплуатации скважин, осложненных образованием АСПО
Из приведенной в разделе 1.2 классификации методов борьбы с АСПО можно выделить четыре основных группы: химические методы, термические методы, механические методы и физические методы.
На месторождениях ООО "НГДУ Уфанефть" в последние годы находят применение все вышеперечисленные методы борьбы с осложнениями. Химические методы борьбы с отложениями АСП
Профилактика или предотвращение отложений АСП осуществляется дозированием в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложения лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы [25].
Ингибиторы парафиноотложения подаются на добывающих скважинах в две точки: в затрубное пространство на устье скважины и на прием глубинного насоса. На прием глубинного насоса подача производится глубинными дозаторами или блоками дозировки реагента по бронированной капиллярной трубке. Глубинные дозаторы представляют из себя устройство, регулирующее дозировку реагента. Бронированная капиллярная трубка выполнена в виде трехжильного плоского бронированного кабеля КРБК, в котором отсутствуют медные токоведущие жилы [52]. Кабель спускается в скважину и прикрепляется к НКТ аналогично КРБК, используемого при спуске УЭЦН.
Глубинные дозаторы применяются на промыслах с 1995 года. За период с 1995 по 1999 год на Кушкульском месторождении глубинными дозаторами было оборудовано 23 скважины. На 18 из них применение оказалось неэффективным (МРП - 182 сут.; МОП - 56 сут.), поэтому от их использования отказались. Наибольший МОП глубинные дозаторы обеспечивают на Сергеевском месторождении — 520 сут.
Ударная дозировка ингибиторов парафиноотложения применяется только на Кушкульском месторождении (МОП - 480 сут.).
Дозирование реагента через капиллярную трубку показало наибольшую эффективность на Кушкульском месторождении (МОП - 510 сут.). В качестве химических реагентов - удалителей АСПО используют различные растворители. Известные растворители АСПО можно условно разделить на несколько классификационных групп [78]: - индивидуальные растворители (целевые продукты нефтепереработки и нефтехимии); - растворители природного характера; - продукты и отходы нефтепереработки и нефтехимии и их смеси; - растворители и их смеси с добавками ПАВ.
Литературные данные по применению растворителей АСПО в добыче нефти свидетельствуют о том, что наиболее эффективные растворители представляют собой композиции алифатических, нафтеновых и ароматических углеводородов в сочетании с полярными гетероатомными соединениями.
Применение органических растворителей для удаления АСПО является одним из самых распространенных методов в технологических процессах добычи нефти [23, 24, 53]. Однако составы АСПО весьма разнообразны и определяются не только природой и составом нефти и геологическими условиями, но и технологией разработки месторождений, поэтому при подборе растворителей необходимо учитывать все аспекты процесса растворения отложений АСП.
Динамика фонда скважин с АСПО Снижение количества обрабатываемых растворителем скважин произошло из-за увеличения фонда скважин, на которых используется ингибитор парафиноотложения, и внедрения физических методов. Расход растворителя за 2004 год по сравнению с 2003 годом практически не изменился. Внедрение в 2004 году методики расчета потребного объема растворителя на конкретной скважине позволило повысить эффективность обработок. При этом расход реагента составил 3 - 6 м3 на одну обработку против 1,5 м3 в прежние периоды.
Примечание. При капитальном ремонте добывающих скважин производится очистка от АСПО ствола скважины. При КРС на скважинах ППД - очистка от АСПО ствола скважины и последующая задавка растворителя в призабойную зону скважины.
В качестве детергентов - удалителей АСПО применяются водорастворимые ПАВ в виде 0,5 - 5% -х растворов в воде. Применение данных реагентов обусловлено их высокой смачивающей способностью и диспергирующим действием по отношению к отложениям АСП.
Термические (или тепловые) методы борьбы с отложениями АСП
На нефтепромыслах ООО "НГДУ Уфанефть"нашли применение два метода: электропрогрев с помощью греющего кабеля; обработки горячей нефтью с помощью агрегата АДП.
Греющие кабели различаются по конструкции в зависимости от фирмы изготовителя: кабель фирмы "Райхем" является саморегулирующимся, отечественного завода "Камкабель" - несаморегулирующийся.
Кабель спускается в скважину от устья до интервала максимального отложения АСП. Эффективность работы оценивается по МОП и МРП и по температуре добываемой жидкости на устье скважины. Саморегулирующийся греющий кабель эксплуатируется на двух скважинах с 1994 года по настоящее время без отказов, средний МОП составляет 2775 сут. против 207 сут. отечественного кабеля, средний МРП - 494 сут. против 241 сут. соответственно.
Анализ эффективности применения растворителей АСПО на месторождениях республики Башкортостан
Как известно, борьба с АСПО в добыче нефти ведется по двум направлениям: удаление уже сформировавшихся отложений; профилактика (или предотвращение) отложений. Для удаления АСПО из ПЗП применяются тепловые и химические методы, а для предотвращения образования АСПО в ПЗП - закачка ингибиторов этих отложений (диспергаторов, депрессаторов, смачивателей и модификаторов) [75, 83, 89]. Наиболее перспективными из методов удаления АСПО считаются химические методы, как обладающие одновременно высокой эффективностью и технологичностью. При этом в качестве химических реагентов - удалителей АСПО используют различные растворители. Известные органические растворители АСПО можно условно разделить на несколько классификационных групп [89]: индивидуальные растворители (целевые продукты нефтепереработки и нефтехимии); растворители природного характера; продукты и отходы нефтепереработки и нефтехимии и их смеси; растворители и их смеси с добавками ПАВ. Литературные данные свидетельствуют о том, что наиболее эффективные растворители представляют собой композиции алифатических, нафтеновых и ароматических углеводородов в сочетании с полярными гетероатомными соединениями. Такое сочетание компонентов соответствует составу АСПО и является наиболее выгодным для их растворения [20, 21]. Как известно, основные компоненты АСПО - парафины, смолы и асфальтены отличаются друг от друга по растворимости в различных углеводородах. Так, парафины лучше растворяются в парафиновых углеводородах, смолы хорошо растворяются в парафиновых углеводородах -пентане и высших, а также в нафтеновых и ароматических углеводородах, а асфальтены растворяются в ароматических углеводородах и нерастворимы в парафиновых углеводородах [56].
Анализ опыта применения растворителей АСПО в добыче нефти показывает, что основу растворяющих композиций чаще всего представляют неполярные и малополярные соединения - жидкие углеводороды природного характера (сжиженные нефтяные газы и газовые фракции [50]; газовый бензин [35, 42, 62, 63, 66, 67, 87]; углеводородный конденсат [62, 63, 64] и др.), продукты и отходы нефтепереработки и нефтехимии (гексановая фракция [58, 59, 65, 69, 70]; керосин [47]; широкая фракция легких углеводородов [29, 32]; бензол и его гомологи [60, 68, 71, 72]; смеси ароматических растворителей [61] и др.). В качестве полярных соединений в составе растворителей АСПО чаще всего используют спирты, простые и сложные эфиры и их производные [23, 83, 89]. При этом отмечено, что с увеличением содержания асфальтенов в составе АСПО для повышения эффективности растворения в составе растворителя должна быть увеличена доля ароматических соединений [59, 64, 73].
Для увеличения эффективности растворения АСПО предложены составы, представляющие собой углеводородный растворитель с добавкой ПАВ. Введение последних в состав растворителя повышает его растворяющую способность за счет роста поверхностной активности растворителя и эффекта диспергирования АСПО. В качестве поверхностно-активных добавок к растворителям используют неионогенные ПАВ, сульфонаты, синтетические жирные кислоты, амины, ацетали и др. [9, 53, 57, 82, 83, 88].
Несмотря на определенные результаты, проблема направленного подбора растворителя с учетом природы нефти и АСПО в конкретных условиях далека от разрешения. В настоящее время выбор растворителей АСПО, как правило, проводится полуэмпирически из-за недостаточного знания термодинамических и физико-химических основ направленного подбора растворителей. Кроме того, существует недостаток информации о составе, структуре и свойствах основных компонентов АСВ - асфальтенов и нефтяных смол, и детальном механизме взаимодействия АСПО с растворителями.
Лабораторные исследования производятся по [74]. Анализ отложений производится в два этапа: - качественный анализ; - количественный анализ. Методика определяет наличие и содержание в отложениях следующих компонентов: - АСПО; - сульфатов; - карбонатов; - сульфидов; - гидроокисей железа; - хлористых солей; - нерастворимых остатков.
В методике не предусмотрено определение содержания асфальтенов, смол и парафинов в твердой или органической фазах отложений. Обе методики выдают достаточно достоверную информацию. Тем не менее зачастую возникает необходимость в более углубленном и расширенном объеме исследований отложений, например, с использованием методов хроматографии и масс-спектроскопии.
Примечание: На гистограмме приведена усредненная растворяющая способность по всему фонду добывающих скважин ООО "НГДУ Уфанефть", обрабатываемых растворителем.
Более наглядно подтверждает отмеченную тенденцию динамика изменения растворяющей способности наиболее широко применявшегося растворителя "Нефрас Ар 120/200" (таблица 3.3).
Кроме того наблюдается увеличение разброса растворяющей способности растворителей АСПО по разным скважинам одного месторождения (таблица 3.4): если в 1990-2001 годах разброс в среднем
По результатам обработок растворителем осложненного АСПО фонда добывающих скважин Кушкульского месторождения в 2004 году успешность мероприятий составляет 63,4% при увеличении дебита по нефти на 1 скважино-операцию на 1,45 т/сут. Анализ эффективности обработок фонда добывающих скважин за период с середины 90-х годов по настоящее время выявил ряд скважин (13 - 20 скважин), на которых, начиная с 2000 года, эффект от обработок практически отсутствует. Данный факт, на наш взгляд, подтверждает предположения, высказанные во второй главе, и позволяет сделать вывод о малой эффективности поставляемых растворителей для достаточно большого фонда скважин из-за отсутствия их направленного подбора с учетом состава отложений.
Выбор объектов и технологий применения разработанных составов растворителей АСПО для промысловых испытаний
Как упоминалось выше, всю нефтепромысловую систему можно упрощенно представить в виде следующей блок-схемы: "пласт-призабойная зона добывающей скважины-добывающая скважина-АГЗУ - ДНС - НСП -БКНС-скважина ППД-призабойная зона скважины ППД - пласт".
Приведенный в главах 2, 3 анализ состава отложений, исследование условий формирований состава и свойств отложений выделяют из этой цепочки наиболее "нагруженное" звено - призабойную зону добывающих и особенно нагнетательных скважин.
Сюда совместно с закачиваемой в нагнетательные скважины сточной водой попадают окисленные и неокисленные нефтепродукты, различные механические частицы (частицы породы, гидроокиси и оксиды железа, сульфиды железа и т.п.). Продвигаясь от добывающих до нагнетательных скважин эти частицы коагулируют, многократно укрупняются и становятся соизмеримыми с размерами пластовых пор малой и средней проницаемости: от 30 до 200 мкм2 и более. Они оседают на поверхности насосно-компрессорных труб и обсадной колонны от глубины установки пакера до забоя скважин, проникают в призабойную зону пласта. Можно с большой долей вероятности предположить, что проникновение в высокопроницаемые пропластки происходит глубже, чем в средне- и низкопроницаемые. Данный процесс приводит к снижению проницаемости ПЗП (приемистости) нагнетательных скважин и, как следствие, охвата пласта заводнением.
При значительных объемах нагнетания сточных вод в продуктивный пласт высокое содержание попутных "загрязнителей" может привести к достаточно крупным изменениям характеристик пласта и призабойной зоны. По нашему мнению[20] можно выделить шесть основных систем компонентов "загрязнителя" сточных вод: - гидроокислы и оксиды железа; - асфальтосмолопарафиновые отложения; - загущенные окисленные нефтепродукты; - порода пласта; - неорганические соли; - продукты биозаражения.
Содержание минеральных компонентов в осадке может изменяться в широких пределах и достигает масс. 90%. Органическая часть осадка в среднем составляет масс. 25-35%. Из них масс. 3-11% бактериального происхождения. Объем биомассы в осадках зависит от степени зараженности водоводов и ПЗП, содержания в сточной воде углеводородов и периодичности обработки водоводов бактерицидами.
Необходимо отметить, что концентрация каждого из компонентов в закачиваемой воде может значительно изменяться. Их присутствие в воде всегда взаимосвязано и для каждого месторождения они имеют свой состав.
Проектирование технологии воздействия на ПЗП проводится по принципу разрушения доминирующих систем компонентов -"загрязнителей" в соответствии с их влиянием на последующие операции.
Минеральные составляющие осадка хорошо растворяются в неорганических кислотах (соляной и фтористоводородной). Однако, био- и углеводородные компоненты, образующие цемент и большую часть внешней поверхности осадка, препятствуют проникновению кислот к минеральным частицам. В тоже время большинство углеводородных растворителей слабо воздействуют на продукты БЗ, а бактерициды на АСПО.
Таким образом, условия формирования АСПО в системе "пласт -скважина" определяют свойства и состав АСПО. Исследование свойств и состава отложений позволяет подобрать ассортимент и очередность технологий воздействия на ПЗП. Разработка комплексных технологий основывается, как на выборе конечной цели, так и на путях ее достижения.
К примеру, "стандартный" состав отложений АСП в нагнетательной скважине Кушкульского месторождения: АСПО - 10%, сульфиды - 90%; -задает алгоритм (совокупность) цели: удаление АСПО в скважине - удаление сульфидов в скважине - удаление АСПО в ПЗП - удаление сульфидов в ПЗП - удаление продуктов реакции из ПЗП; - который, в свою очередь, задает алгоритм технологий (методов): промывка скважины растворителем -соляно-кислотная ванна - закачка в ПЗП растворителя - закачка в ПЗП соляной кислоты - освоение скважины (имплозионное воздействие, свабирование и т.д.).
Литературный обзор исследований в области интенсификации добычи нефти показывает, что решению этой важной задачи посвящено немало научных разработок. Каждое направление имеет свои преимущества и недостатки. Практический опыт показывает, что продуктивность скважин в процессе эксплуатации снижается, несмотря на проведение различных геолого - технологических мероприятий. Использование традиционных методов воздействия на пласт часто не дает ожидаемых результатов. В условиях эксплуатации сложнопостроенных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, осложненных содержанием в составе нефтей АСП наиболее перспективным, по мнению авторов, являются разработка и внедрение комплексных, комбинированных методов и технологий, сочетающих в себе физико - химико - механическое воздействие на призабойную зону пласта [3, 55]. При этом основными исходными материалами для решения технологических задач являются данные о составе отложений, об особенностях геологического строения пластов, фильтрационно-емкостных и физических свойствах пород в комплексе с их литолого-физическими характеристиками.
Таким образом, только системный подход к выбору технологий борьбы с отложениями, в том числе и АСП, в зависимости от геолого-физических характеристик объектов и условий формирования АСПО, а также внедрение этих технологий способны повысить эффективность эксплуатации нефте промысловых систем [6,7]. Структура такого системного подхода к выбору технологий борьбы с АСПО при добыче нефти приведена на рисунке 4.1.
Внедрение технологии обработки ПЗП нагнетательных скважин по патенту РФ 2011800 [36] было направлено на оценку применимости предложенного системного подхода и результатов лабораторных исследований по подбору и разработке новых химических составов-растворителей АСПО (см. раздел 3.2, 3.3).
Технология обработки №1 Обработка нагнетательных скважин проводится при традиционной компоновке глубинно-насосного оборудования: в скважину спущена колонна насосно-компрессорных труб диаметром 73мм с пакером на глубину выше интервала перфорации. Закачка растворителя АСПО производится передвижным насосным агрегатом (ЦА-320, АН-700) через НКТ с пакером. Необходимое количество растворителя берется из расчета 0,7м на 1м вскрытой толщины пласта, но не менее 5м3 на 1 скважино-операцию. После продавки в скважину растворителя производится закачка продавочной жидкости (пресной воды) в количестве, равном объему НКТ. После 16-24-часовой выдержки скважина пускается под закачку.
