мм. Автореферат Шадрина П.Н. Совершенствование технологий борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями на нефтепромысловом оборудовании месторождений высоковязких нефтей
 Скачать 0.84 Mb.
|
|
На правах рукописи ШАДРИНА ПОЛИНА НИКОЛАЕВНА СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ БОРЬБЫ С АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ НА НЕФТЕПРОМЫСЛОВОМ ОБОРУДОВАНИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук Уфа – 2017 2 Работа выполнена на кафедре Разработка и эксплуатация нефтяных и газонефтяных месторождений ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет. Научный руководитель доктор технических наук, профессор Ленченкова Любовь Евгеньевна Официальные оппоненты Гуськова Ирина Алексеевна доктор технических наук, доцент ГБОУ ВО Альметьевский государственный нефтяной институт / кафедра Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, заведующий кафедрой Телин Алексей Герольдович кандидат химических наук, ООО "Уфимский Научно-Технический Центр, заместитель директора по научной работе Ведущая организация Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Удмуртский государственный университет ФГБОУ ВО «УдГУ» (г. Ижевск) Защита диссертации состоится «14» сентября 2017 года в 14:00 на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет по адресу 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет и на сайте Автореферат диссертации разослан «___» _______ 201__ года. Ученый секретарь диссертационного совета Султанов Шамиль Ханифович 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы Современный этап эксплуатации нефтегазовых месторождений характеризуется существенным осложнением добычи нефти вследствие увеличения доли трудноизвлекаемых запасов, роста фонда скважин с различными видами осложнений за счёт выпадения солей, асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), гидратов, обводнения и эмульгирования скважинной продукции наряду с тенденцией снижения эффективности проводимых работ в данных направлениях. Данные обстоятельства требуют проведения теоретических и экспериментальных исследований, направленных на обоснование эффективных составов для предотвращения образования и накопления отложений с целью последующей выдачи научных рекомендаций по реализации процесса. Одним из наиболее серьёзных осложнений при добыче и транспортировке нефти являются АСПО. На многих месторождениях эксплуатационный фонд подвержен интенсивным процессам формирования и накопления на скважинном оборудовании отложений, снижающих продуктивность добывающих скважин и, как следствие, их межремонтный период (МРП). Отложения формируются также в системе сбора продукции скважин, затрудняя её транспортировку, требуя периодической очистки внутренней поверхности труб. Одним из методов борьбы с АСПО являются химические методы предотвращения или удаления отложений. Поиск эффективных ингибирующих добавок к нефти должен осуществляться с учётом геолого-физических особенностей объекта разработки, компонентного состава отложений и реологических свойств нефти, а также закономерностей формирования и накопления АСПО, позволяющих обоснованно подойти к вопросам предотвращения негативного влияния при добыче нефти. Обострение проблемы АСПО в последние годы привело к активизации исследований в данном направлении. Степень разработанности выбранной темы Большой вклад в изучение процессов формирования и накопления АСПО, а также в разработку методов борьбы сними, внесли такие учёные как В.П. Тронов, Г.Ф. Требин, А.Г. Телин, ЗА. Хабибуллин, В.Н. Глущенко, И.А. Гуськова, АИ. Волошин, В.В. Девликамов, Н.Г. Ибрагимов, АИ. Пономарёв, С.Ф. Люшин, АХ. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, В.А. Рагулин, НИ. Хисамутдинов, Шайдаков В.В., М.К. Рогачев, МА. Силин, Л.А. Магадова, Л.В. Иванова, K.S. Wang, P. Singh, K.J. Leontaritis, O.C. Mullins, R. Venkatesan и другие. Несмотря на многочисленные публикации по проблеме АСПО, многие её аспекты требуют дополнительных исследований, теоретических осмыслений и практической реализации, поэтому рассматриваемая тема сохраняет безусловную актуальность. 4 Цель работы Повышение эффективности процессов борьбы с АСПО, учитывая особенности объектов разработки, путём обоснования технологических решений на основе регулирования физико-химических и реологических свойств высоковязких нефтей. Для достижения поставленной цели решались следующие задачи 1 Обобщить опыт применения технологий борьбы с образованием АСПО в различных геолого-физических условиях. 2 Обосновать комплекс технологических решений, направленных на предотвращение образования АСПО на поверхности нефтепромыслового оборудования, с учётом механизма процесса формирования и факторов его обуславливающих. 3 Установить влияние технологических факторов, определяющих изменение условий эксплуатации скважин на реологические свойства нефтей Инзырейского, Колвинского и Средне-Харьягинского месторождений. 4 Определить температуру структурного перехода для различных нефтей с целью уточнения поведения кривых течения смеси при их совместной транспортировке в системе сбора. 5 Обосновать комплексную технологию воздействия на температуру потери текучести нефти и её седиментационные свойства путём применения реагентов, обладающих депрессорными, модификационными, диспергирующими, смачивающими и деэмульгирующими свойствами. 6 Осуществить прогнозирование процесса накопления АСПО на поверхности нефтепромыслового оборудования и системе трубопроводов с учётом воздействия комплексных составов. Научная новизна 1 Установлена зависимость температуры насыщения нефти парафинами от их концентрации реологическим методом, позволяющая дополнительно учитывать влияние смоли асфальтенов, выявлять температуры структурных переходов неньютоновских жидкостей несовпадающих с температурой начала выпадения парафинов. 2 Предложены регрессионные уравнения для смесей высоковязких смолистых и маловязких парафинистых нефтей, определяющие оптимальные концентрации каждого компонента смеси с использованием свойства аддитивности вязкости, в диапазоне температур от 0 до 50 С, а также реологические параметры, позволяющие достигать необходимые для технологического процесса вязкость и температуру потери текучести в присутствии реагентов с депрессорными и модифицирующими свойствами. 3 Установлены границы формирования АСПО с учётом группового состава и изменения температурных характеристик высоковязких смолистых нефтей, при условии преимущественного накопления 5 - парафинов, модифицированных АСВ с дополнительными центрами кристаллизации – механическими примесями, находящимися в виде суспензии, накапливающихся ближе к устью скважины (50-100 ми в системе трубопроводов дом, внутренняя поверхность которых гидрофобизирована АСВ; - смол, асфальтенов и тугоплавких парафинов, накапливающихся ниже насосам) в виде пористой глобулизированной структуры накопление асфальтенов ведёт к предотвращению конгломерации. Практическая значимость работы 1 Подтверждена удовлетворительная сходимость полученных кривых течения и вязкости для высоковязких смолистых и маловязких парафинистых нефтей, а также их смеси с моделью Гершеля – Балкли для вязкопластичных жидкостей. 2 Показана возможность подбора эффективных растворителей, моющая способность которых превышает 50%, на основе изучения структурно-группового состава АСПО, определяющего смешанный тип отложений нефтей Инзырейского месторождения, и рекомендованы растворители к опытно-промысловым испытаниям. 3 Уточнены взаимовлияния обоснованных депрессаторов, деэмульгаторов и антитурбулентных присадок, показано отсутствие негативного влияния на реологические свойства нефти и повышение эффективности ингибиторов парафиноотложений в присутствии деэмульгатора на 2-4 пункта, при обводнённости до 10%. 4 Предложена инструкция по применению ингибирующих составов на основе учёта особенностей влияния их на АСПО конкретного месторождения и порядок ввода в нефть при проведении промысловых испытаний. 5 Результаты диссертационной работы использованы при выполнении курсовых и дипломных проектов, а также при чтении лекций студентам ФГБОУ ВО УГНТУ по дисциплине Эксплуатация скважин в осложнённых условиях направления 21.03.01 Нефтегазовое дело. Методология и методы исследований Методология выполнения работы заключается в поэтапном изучении физико- химических свойств нефтей, определение реологических свойств нефтей и их смесей различной концентрации в стандартных условиях, исследовании процессов формирования и осаждения АСПО на металлической поверхности, определении компонентного состава АСПО рассматриваемых объектов, изучении влияния тестируемых реагентов на температуру потери текучести, вязкость нефтей и их смесей, обосновании эффективных ингибиторов парафиноотложения и растворителей АСПО, исследовании кинетики накопления АСПО, исследовании влияния депрессаторов и ингибиторов парафиноотложения на эмульсионную способность смеси нефтей. 6 Поставленные в работе задачи решались с применением межгосударственных стандартов (ГОСТ 2477, ГОСТ 33, ГОСТ 3900, ГОСТ 11851, ГОСТ 20287), метода Дина-Старка и центрифугирования, сдвигового и осцилляторного тестов, метода Маркуссона, хроматографического анализа и метода холодного стержня. Обработка экспериментальных данных проводилась с помощью методов математической статистики. Положения, выносимые на защиту 1 Зависимость эффективной вязкости и напряжения сдвига от скорости сдвига в диапазоне температур 0-50 С для высоковязких смолистых нефтей Инзырейского и Колвинского месторождений (проявление неньютоновских свойств ниже 35 Си маловязкой парафинистой нефти Средне-Харьягинского месторождения проявление неньютоновских свойств ниже 10 С, а также для смеси нефтей, указанных месторождений, позволяет установить температуры структурных переходов, насыщения нефти парафинами и потери текучести. 2 Алгоритм расчёта вязкости нефтей с различными реологическими характеристиками и их смесей, учитывающий свойства аддитивности процесса и степень влияния депрессорных присадок на температуру потери текучести нефти и конгломерацию компонентов АСПО. 3 Установлена степень накопления АСПО в трубопроводе, зависящая от температуры, изменяющейся в течение года, определяющая интервал интенсивного снижения выпадения АСПО дом от начала трубопровода при длительности процесса накопления отложений дом при температуре -10 С интервал максимального накопления АСПО (400 – 500) м при температуре выше 5 Си прекращения процесса км применение депрессаторов снижает образование АСПО в обоих случаях. 4 Алгоритм принятия решения, повышающий успешность применения ингибирующих составов, учитывающий факторы, влияющие на формирование АСПО и выявляющий направления предотвращения образования отложений и их накопления. Степень достоверности и апробация результатов Достоверность результатов работы обеспечивалась применением широко апробированных, а также оригинальных методик, экспериментальных исследований, выполненных на оборудовании прошедшем государственную поверку. Все результаты экспериментальных исследований обрабатывались с применением методов математической статистики. Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации работы докладывались на Межрегиональной научно-технической конференции Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов (УГТУ, г. Ухта, г на 64, 65 и 66 научно-практических конференциях студентов, аспирантов и молодых учёных 7 (УГНТУ, г. Уфа, 2013 г, 2014 г, 2015 г й Всероссийской научно-практической конференции Практические аспекты нефтепромысловой химии в рамках го международного форума Большая химия (г. Уфа 2014 г й Международной научно-практической конференции молодых учёных Актуальные проблемы науки и техники (УГНТУ, Уфа 2014 г Международной научно-технической конференции Современные технологии в нефтегазовом деле – 2015» (УГНТУ, г. Октябрьский 2015 г й Всероссийской научно-практической конференции Практические аспекты нефтепромысловой химии в рамках го международного форума Большая химия (г. Уфа, 2015 г Международной молодёжной научной конференции «Наукоёмкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса (БГУ, г. Уфа, 2016 г) Публикации Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 11 научных трудах, в том числе 3 статьи в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Объём и структура работы Диссертационная работа состоит из введения, 5-ти глав, библиографического списка, включающего 110 наименований и заключения. Материал диссертации изложен на 145 страницах машинописного текста, включает 22 таблицы, 54 рисунка. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении приводится общая характеристика работы, обосновывается её актуальность, определяются цель, задачи, излагаются научная новизна, защищаемые положения и практическая ценность. Впервой главе выполнен анализ и обобщены результаты применения технологий, предотвращающих образование АСПО, рассмотрены методические примы, позволяющие повысить технологическую эффективность реализуемых процессов. Обоснована методология подбора ингибиторов парафиноотложения с учётом механизма формирования агломерата АСПО и их накопления, а также прогнозирования вязкостных характеристик нефтей. Обоснованы направления поиска эффективных составов с набором депрессорных и ингибирующих свойств, обусловленных влиянием различных факторов компонентного состава нефти, температуры, давления, скорости движения флюида, обводнённости. Во второй главе представлен алгоритм принятия решения по подбору реагентов, предотвращающих образование АСПО на поверхности нефтепромыслового оборудования, используя механизм его формирования и агломерирования компонентов АСВ в конкретных геолого- физических условиях объекта разработки, достигаемого путём образования на поверхности НКТ гидрофильной плёнки, адсорбцией молекул на кристаллах парафина, образованием тонко (рисунок 1). Рисунок 1 - Алгоритм принятия решения по подбору образование АСПО на поверхности нефтепромыслового оборудования Автором уточнён механизм агломерации исходя из которого, центрами кристаллизации являются парафины, модифицированные АСВ. Преобладание одного из компонента определяет непосредственно процесс асфальтенов, являющихся природными депрессаторами, предотвращает осаждение парафина смолк росту центров кристаллизации п роль армирующего каркаса АСПО, укреплённого металлопорфириновыми комплексами (МПК). Изменение термобарических условий может спровоцировать агрегацию АСВ и выпадение их в осадок. Причём асфальтены имеют склонность к ассоциации друг с другом и способны адсорбировать смолы. Механические примеси, содержащиеся в нефти рассматриваемого месторождения, по-видимому, создают дополнительные центры кристаллизации парафинов, придавая отложениям пористую глобул парафины выпадают в виде кристаллов в нижней части лифта. Кристаллы низкомолекулярных парафинов, модифицированные АСВ, откладываются на устье скважины. Установлено увеличение содержания АСВ в отложениях выше забоях парафина, образованием тонкодисперсной системы в потоке жидкости Алгоритм принятия решения по подбору реагентов образование АСПО на поверхности нефтепромыслового оборудования Автором уточнён механизм агломерации АСПО Инзырейского , центрами кристаллизации являются парафины, модифицированные ие одного из компонента соотношения смоли асфальтенов непосредственно процесс формирования АСПО. Например асфальтенов, являющихся природными депрессаторами, предотвращает осаждение к росту центров кристаллизации парафинов. Асфальтены выполняют роль армирующего каркаса АСПО, укреплённого металлопорфириновыми комплексами (МПК). Изменение термобарических условий может спровоцировать агрегацию АСВ и выпадение их в осадок. Причём асфальтены имеют склонность к друг с другом и способны адсорбировать смолы. Механические примеси, содержащиеся в нефти рассматриваемого видимому, создают дополнительные центры кристаллизации парафинов, придавая отложениям пористую глобулизированную структуру. При эт парафины выпадают в виде кристаллов в нижней части лифта. Кристаллы низкомолекулярных парафинов, модифицированные АСВ, откладываются на устье скважины. Установлено увеличение содержания АСВ в отложениях выше забоя дисперсной системы в потоке жидкости реагентов, предотвращающих образование АСПО на поверхности нефтепромыслового оборудования АСПО Инзырейского месторождения, , центрами кристаллизации являются парафины, модифицированные соотношения смоли асфальтенов Например, преобладание асфальтенов, являющихся природными депрессаторами, предотвращает осаждение арафинов. Асфальтены выполняют роль армирующего каркаса АСПО, укреплённого металлопорфириновыми комплексами (МПК). Изменение термобарических условий может спровоцировать агрегацию АСВ и выпадение их в осадок. Причём асфальтены имеют склонность к Механические примеси, содержащиеся в нефти рассматриваемого видимому, создают дополнительные центры кристаллизации зированную структуру. При этом парафины выпадают в виде кристаллов в нижней части лифта. Кристаллы низкомолекулярных парафинов, модифицированные АСВ, откладываются на устье скважины. Установлено увеличение содержания АСВ в отложениях выше забоя 9 скважина содержания парафинов - к устью. При подборе реагентов, предотвращающих образование АСПО, нами учтена двухстадийность процесса их формирования, а именно, зарождение центров кристаллизации, сопровождающихся их ростом на поверхностях контакта с нефтью и модифицирование поверхности парафинов АСВ. Приведён алгоритм принятия решения по подбору ингибиторов с учётом механизма процесса формирования и накопления отложений, имеющий следующие ограничения сложность совмещения одновременно нескольких факторов, влияющих на процесс формирования АСПО; подбор реагентов с учётом особенностей конкретных объектов разработки и постоянно изменяющихся условий разработки. В разделе рассмотрена степень влияния различных факторов на интенсивность образования АСПО (температура, давление, газонасыщенность, скорость движения газожидкостной смеси, обводнённость), являющихся причинами изменения состава и объёма отложений в условиях объекта разработки. Так снижение давления на забое скважины нарушает гидродинамическое равновесие газожидкостной системы и приводит к выпадению парафина в приёмной части насоса и увеличению объёма газовой фазы, а зная особенности распределения давления по стволу скважины, возможно прогнозировать интервалы выпадения АСПО. При увеличении скорости движения потока жидкости замедляется процессе охлаждения, тем самым резко снижая выпадение АСПО в интервале 0-50 мот устья скважины. Уменьшение газонасыщенности приводит к увеличению плотности отложений и опережающему формированию в нижней части подъёмных труб сильно структурированных и тугоплавких отложений. Приросте обводнённости в интервале 40-80% наблюдается формирование водонефтяных эмульсий, способствующих усилению выпадению АСПО на внутренней поверхности НКТ. Рост обводнённости выше 80% увеличивает скорость потока жидкости, способствуя отрыву АСПО от поверхности труби выносу последних из скважины. В виде примера на основе изучения компонентного состава АСПО, отобранного на разных глубинах скважины 368 Инзырейского месторождения, показано, что содержание парафинов и механических примесей в отложениях по мере увеличения глубины скважины снижается, а содержание асфальтенов и смол увеличивается. В третьей главе представлен анализ состояния разработки Инзырейского месторождения. По осложнённому фонду скважин определены основные причины резкого снижения дебитов скважин, практически сразу после начала их разработки, одной из которых является интенсивное формирование АСПО и его накопление. Определён межремонтный период (МРП) скважин, составляющий 190 суток и межочистной период (МОП) – 5 суток. Полученные показатели, свидетельствуют о значительном влиянии рассматриваемых процессов. Приведены геолого – физические характеристики анализируемого месторождения, уточнение которых позволяет обосновать критерии применения химических методов борьбы с проблемой АСПО на нефтепромысловом оборудовании. Инзырейское месторождение представлено терригенными песчаниками живетского яруса среднего девона (D 2 ) и карбонатными рифогенными верхнефранскими отложениями верхнего девона (D 3src ), залегающими на глубине 4100 м, при средней нефтенасыщенной толщине пластов 12 мс низкой 10 проницаемостью 13,6 10 -3 мкм, высокой пластовой температурой 63 С, вязкостью нефти в пластовых условиях 13,76 мПа с, высоким содержанием парафинов 8 %, смол 19,7 %, асфальтенов 1,4 %. Для решения имеющихся проблем на рассматриваемом объекте применяются тепловые и механические методы, эффективность которых снижается по мере усиления влияния различных факторов, рассматриваемых в работе. Наиболее перспективными могут быть химические методы борьбы с АСПО при условии подбора реагентов на основе учёта стадии предупреждения образования отложений путём ингибирования и особенностей объекта разработки. В четвёртой главе приведены результаты исследований физико- химических свойств нефтей Инзырейского, Колвинского и Средне-Харьягинского месторождений таких как содержание воды, динамическая вязкость и плотность нефти, её компонентный состав (содержание асфальтенов, смоли парафинов, температура потери текучести нефти и насыщения парафинами. Таблица 1 - Физико-химические свойства нефтей Показатель Месторождение Инзырейское Колвинское Средне Харьягинское Содержание воды в пробе, % 0 1,2 0,2 Вязкость динамическая при 25 С, мПа с 1140 1980 2,3 Вязкость динамическая при 50 С, мПа с 36,2 46,4 1,2 Плотность нефти при 25 С, кг/м 3 893,2 894,0 841 Плотность нефти при 50 С, кг/м 3 876,4 878,5 832 Температура потери текучести С 18 22 -6 Температура насыщения нефти парафином, С 32 36,2 18 Температура плавления парафина, С 55 - 57 55 -56 54 - 56 Массовое содержание в нефти, %: - парафинов (твердых) 8,1 8,9 3,1 - смол (силикагелевых) 19,7 11,6 5,3 - асфальтенов 1,4 3,5 0,45 В таблице 1 приведены указанные свойства нефтей. Так, нефти Колвинского и Инзырейского месторождений являются высоковязкими, парафинистыми и смолистыми, а Средне-Харьягинского – маловязкими, малосмолистыми и парафинистыми. Определение реологических свойств исследуемых нефтей проводились на реометре MARS-II (Haake, Германия. При тестировании проб нефти применялся сдвиговый тест при условии изменения градиента скорости сдвига в диапазоне от 0,1 до 400 си температуры от 5 до 50 С. Полученные входе эксперимента зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига нефти, те. кривые течения Инзырейского месторождения, представлены на рисунке 2. Кривые вязкости, те. зависимости эффективной вязкости от скорости сдвига нефти приведены на рисунке 3. При построении кривых течения была использована модель Гершеля-Балкли, используемая для вязкопластичных жидкостей 11 |