Отчет по практике. Отчет №2 Ложкин Д.Н. 09.03.2021. Технология опз с применением растворителей аспо на нефтяных месторождениях

• Название: Технология опз с применением растворителей аспо на нефтяных месторождениях
• Анкор: Отчет по практике
• Дата: 06.03.2022
• Размер: 0.77 Mb.
• Имя файла: Отчет №2 Ложкин Д.Н. 09.03.2021.docx
• Тип: Отчет; #384695
• страница: 4 из 6

2.4. Критерии применимости технологий ОПЗ

Выбор технологии ОПЗ добывающих скважин в большей степени определяется природой кольматирующего вещества. Критерии применения технологий ОПЗ добывающих скважин представлены в таблице № 1:

Таблица №1

Критерии применения технологий ОПЗ добывающих скважин

Технология ОПЗ		Область применения	Особенности применения технологии
Кислотные ОПЗ
Солянокислотная ванна		Очистка поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, продуктов коррозии, солевых отложений.	Закачка рабочих растворов в объеме от забоя скважины до верхних дыр перфорации без продавливания в пласт.
Малообъемная КО		Очистка призабойной зоны пласта от цементной и глинистой корок, продуктов коррозии, солевых отложений. Близость к границе контура питания. Отсутствие глинистой перемычки до ВНК. Обводненность более 20%.	Продавка кислотного состава в пласт в объеме поврежденной околоскважинной области.
Большеобъемная КО		Очистка призабойной зоны пласта от цементной и глинистой корок, продуктов коррозии, солевых отложений, стимуляция матрицы. Новые скважины, давшие при освоении слабый приток нефти. Вскрывшие карбонатные низкопроницаемые пласты. Неоднократно подвергавшиеся кислотным обработкам, с высоким скин-фактором. Не вышедшие на расчетную производительность после обычной кислотной обработки (при соблюдении дизайна). Обводненность менее 20%.	Продавка кислотного состава в пласт в объеме, превышающем размеры поврежденной зоны, воздействие на скелет породы удаленной от ПЗП.
Направленная КО		Предварительная изоляция высокопроницаемых водонасыщенных интервалов с использованием отклонителей (эмульсии, сшитые полимерные составы). Разновидностью направленной КО является поинтервальная обработка многопластовых залежей.	Высокая проницаемостная неоднородность по разрезу, многопластовые залежи. Увеличение охвата многопластовой залежи достигается комплексным решением проблемы применения поинтервальной обработки и внедрения одновременно-раздельной закачки.
СКО		Отложения кислоторастворимых солей, твердые частички, водная блокада (карбонатные коллектора, песчаники с карбонатностью 20% и более, предваряющая пачка перед HF), загрязнения полимером. Скважины с ГРП не вышедшие на заданный режим (недоразложившийся гель) и потерявшие продуктивность в результате эксплуатации (кислоторастворимый кольматант).	Наличие в кольматирующем веществе кислоторастворимых соединений (карбонаты кальция и магния, водорастворимые полимеры, сшитые ионами поливалентных металлов и т.д.).
ГКО		Отложения алюмосиликатного глинистого материал. Карбонатность менее 20%. Загрязнение полимером. Повреждение мелкими фракциями, мигрирующими с более глубоких участков пласта в направлении ствола скважины.	При взаимодействии плавиковой кислоты с алюмосиликатным материалом образуются растворимые в воде соединения алюминия и кремния.
Сухокислотные		Отложения кислоторастворимых солей, твердые частички, водная блокада (карбонатные коллектора, песчаники с карбонатностью 20% и более, предваряющая пачка перед HF).	Сложности с доставкой жидких реагентов в связи с удаленностью обрабатываемой скважины от транспортных путей.
Растворители АСПО
Маслорастворимые		Органические кольматанты (АСПО, эмульсии).	Удаление кольматанта за счет растворения (АСПО) и разбавления (вязкие эмульсии)
Водорастворимые		Водная блокада в ПЗП.	Снижение водонасыщенности в призабойной зоне.
Кетоны, спирты		Высокая водонасыщенность в ПЗП, разбухание глин.	Снижение водонасыщенности в призабойной зоне.
Неароматические (алифатические)		Отложения парафинов.	Удаление кольматанта за счет растворения.
Смешанные		Отложения АСПО.	Удаление кольматанта за счет растворения.
Ароматические		Отложения асфальтеносмолистых веществ.	Удаление кольматанта за счет растворения.
Растворители с деэмульгатором		Эмульсионные блоки (высоковязкие обратные эмульсии).	Снижение вязкости эмульсии.
Растворители с нагревом
Горячая нефть	Отложения АСПО.		Интенсификация процесса растворения кольматанта при повышении температуры.
Горячая вода	Отложения парафинов.		Обработка горячей водой применима для нефти с содержанием АСПО не более 10-15%.
Комплексная ОПЗ
Растворитель-ПАВ-кислота	Отложения углеводородных (АСПО), химических и механических кольматантов.		Удаление АСПО с кольматирующих частиц (растворитель), доотмыв (ПАВ), растворение кольматирующих частиц (кислота).
ПАВ-кислота	Отложения углеводородных (пленочная нефть), химических (соли) и механических кольматантов.		Удаление пленочной нефти с кольматирующих частиц (растворитель), доотмыв (ПАВ), растворение кольматирующих частиц (кислота).
ПАВ
Неионогенный		Низкая обводненность. Загрязнение полимером бурового раствора.	Вынос кольматната из призабойной зоны за счет моющего действия ПАВ.
Ионогенный		Высокая обводненность.	Изменение смачиваемости породы за счет адсорбции ПАВ.
Катионоактивные		Изменение смачиваемости породы (гидрофобизация). Включения бурового раствора. Разбухание глин.	При отрицательном заряде двойного электрического слоя скелета породы, твердых частиц.
Анионоактивные		Изменение смачиваемости породы (гидрофобизация). Включения бурового раствора.	При положительном заряде двойного электрического слоя скелета породы, твердых частиц.

3. Растворители АСПО

3.1. Состав и основные свойства АСПО

АСПО представляют сложную смесь твердых парафиновых углеводородов, асфальто-смолистых веществ (АСВ), воды и механических примесей. Прочность и состав АСПО зависят от состава и свойств нефти, геолого-физических и технологических условий разработки месторождения. При этом состав отложений в основном представлен следующими компонентами: 40...60% масс. твердого парафина и менее 10% масс, микрокристаллического парафина, 10...56% масс, смол и асфальтенов, воды, песка и неорганических солей.

Парафины в составе АСПО представлены углеводородами метанового ряда, в меньшей степени содержатся нафтеновые или ароматические углеводороды. Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе. Высокомолекулярные парафины — церезины, отличаются более высокой температурой кипения, большей молекулярной массой и плотностью. Твердые парафины представляют собой белое твердое вещество со средней молекулярной массой 400...430, температурой плавления около 50 С. Микрокристаллы парафина в тонком слое нефти имеют размер порядка 3 мкм.

Физико-химические и структурно-реологические свойства высокомолекулярных нефтяных дисперсных систем во многом определяются свойствами АСВ. Как известно, нефтяные дисперсные системы являются золями АСВ, дисперсная фаза которых образована смолами и асфальтенами.

Асфальтены рассматриваются как продукты уплотнения смол. Частица асфальтенов представляет собой «мицеллу», ядро которой состоит из высокомолекулярных полициклических конденсированных соединений, а адсорбционный слой образуют низкомолекулярные поверхностно-активные соединения. Различают агрегаты из пачек и мицеллы из пачек, которые группируются в агрегаты.

В процессе формирования АСПО частицы АСВ сами принимают участие в формировании отложений, являясь центрами кристаллизации. Разгазирование и охлаждение нефти сопровождается кристаллизацией твердых углеводородов. С увеличением содержания асфальтенов увеличивается и дисперсность раствора. С увеличением содержания асфальтенов увеличивается и дисперсность раствора. Но в то же время, при образовании АСПО АСВ частицы, являясь естественными ПАВ, могут адсорбироваться на гранях возникающих кристаллов парафина, сообщая им большее сродство с окружающей средой и препятствуя их укрупнению. Смолы оказывают влияние и на выпадение асфальтеновых частиц. Ориентируясь к асфальтеновому ядру ассоциатами полярными фрагментами, а углеводородными - к дисперсионной среде, смолы образуют сольватный слой, препятствующий укрупнению асфальтеновых частиц и облегчающий их растворение в углеводородных растворителях.

Смолы и асфальтены обладают следующими особенностями:

• 
  Химические и физико-химические процессы с участием АСВ носят коллективный характер. Асфальтены не являются индивидуальными компонентами, а образуют ассоциативные комбинации, в центре которых локализованы стабильные свободные радикалы.
  
• 
  Возникновение сольватной оболочки из диамагнетиков является непременным условием существования парамагнитных частиц в растворах. Образование сольватных оболочек ослабляет силы притяжения парамагнитных молекул и препятствует их рекомбинации в результате теплового движения.
  
• 
  Смолы состоят из диамагнитных молекул, часть из которых способна переходить в возбужденное триплетное состояние или подвергаться гомолизу. Поэтому смолы являются потенциальными источниками асфальтенов.
  
• 
  Свойства АСВ определяются не элементным составом, а, прежде всего, степенью межмолекулярного взаимодействия компонентов.
  

Большинство теоретических положений описывают свойства и поведение смол и асфальтенов в условиях, когда они представлены в виде систем, находящихся в составе углеводородной среды. Содержание смол и асфальтенов значительно ниже, чем в АСПО. Также в составе АСПО присутствуют механические примеси, вода и другие включения, которые придают особые свойства. На свойства АСПО влияют механизм и причины их образования на поверхности нефтепромыслового оборудования.

Среди основных факторов, влияющих на образование АСПО в нефтегазопромысловом оборудовании выделяют следующие:

• 
  снижение температуры;
  
• 
  гидродинамическая характеристика потока;
  
• 
  снижение давления в системе и пузырьки газа в потоке;
  
• 
  сернистые и другие гетероатомные соединения в сырье;
  
• 
  физико-химические свойства и 'состав углеводородного сырья
  
• 
  плотность, вязкость системы, содержание в ней парафинов, АСВ и др.);
  
• 
  присутствие воды;
  
• 
  состояние поверхности оборудования.
  

Основными факторами, инициирующими процесс отложения тяжелых органических соединений, являются снижение температуры и давления нефтяного потока по мере движения от забоя скважины к устью, состав нефти и закачиваемые в процессе интенсификации добычи вещества.

В пластовых условиях (температура выше точки помутнения) парафины полностью растворены в нефти, и при снижении температуры нефтяного потока протекает классический фазовый переход парафинов из жидкого состояния в твердое. Для осуществления этого перехода помимо снижения температуры необходима свободная поверхность, на которой будет происходить зарождение и рост кристаллов парафина. Такой поверхностью могут служить НКТ, механические примеси и сравнительно крупные частицы асфальтенов.

Глубина начала парафиноотложений при добыче нефти на залежах меняется в широких пределах. Так при эксплуатации нефтяных залежей в ОАО АНК «Башнефть» глубина начала парафиноотложений лежит в пределах 400- 700 м.

В отличие от парафинов, асфальтены существуют в нефти частично растворенными и частично в коллоидном состоянии. Состояние асфальтенов в

нефти определяется главным образом их молекулярной массой и присутствием смол. В исходных пластовых условиях смолы, находясь адсорбированными на поверхности асфальтенов, играют роль стабилизаторов, препятствуя необратимой агрегации асфальтенов. Под действием внешних факторов часть смол десорбируется с поверхности асфальтеновых частиц, в результате чего развиваются процессы необратимой агрегации асфальтенов, приводящие к потере устойчивости частиц в среде и к их отложению на стенках нефтепромыслового оборудования. Исследованиями установлено, что проведение кислотных обработок, закачек С02 и нагнетание в пласт сжиженных углеводородных газов способно вызывать отложение асфальтенов. Таким образом, отложение асфальтенов в общем случае далеко от классического фазового перехода жидкость-твердое и является следствием более сложных процессов.

Исследования промысловой практики показывают, что основная роль в формировании АСПО, приводящих к значительным технологическим и экономическим проблемам, принадлежит асфальтенам. Сама по себе кристаллизация парафинов на поверхности НКТ не является достаточным условием для формирования устойчивых отложений, так как образующиеся в отсутствие асфальтенов кристаллы парафинов слабо сцеплены между собой и легко срываются потоком нефти. Асфальтены в процессе отложения тяжелой органики играют две крайне важные роли. Во-первых, асфальтены, являясь полярными соединениями, играют роль «клея» в повышении прочности отложений. Во-вторых, со временем асфальтеновая масса полимеризуется и уплотняется, в результате чего дополнительно повышается прочность отложений и ухудшается их растворимость в органических растворителях

Изложенное позволяет сделать вывод о том, что состав, структура и свойства АСПО изменяются в широких пределах и труднопрогнозируемы, поскольку определяются сочетанием многих факторов, влияющих на процесс формирования отложений.

3.2. Способы удаления АСПО с нефтяного оборудования

Борьба с отложениями АСПО определяется конкретными условиями месторождения и ведется по двум направлениям:

• 
  Удаление уже сформировавшихся отложений;
  
• 
  Предотвращение образования АСПО.
  

Методы удаления АСПО можно классифицировать на механические, тепловые, нетрадиционные, химические и термохимические, причем название пред последнего чисто условное и не связано в химическими превращениями, а название связано с тем, что в процессе удаления применяются химические реагенты.

Механическое удаление отложений заключается в соскабливании парафина со стенок труб в процессе работы скважины. Очистка достигается путем перемещения скребка или гирлянды скребков вверх и вниз по стволу скважины, как при помощи ручных механических лебедок, так и с помощью депарафинизационной установки с механизированной лебедкой АДУ-3. Для очистки НКТ в скважинах, эксплуатирующихся ШГН, применяют скребки, укрепляемые на штангах с помощью хомутов. Обычно на одной штанге крепят от 5 до 11 скребков. Колонну штанг на поверхности подвешивают на штанговращателе. Для борьбы с АСПО в нефтепроводах используют также углеводородные гель-скребки, термореактивные снаряды, различные режущие

элементы (центратор-фреза).

К тепловым методам относятся пропарка труб при их подъеме на поверхность с помощью передвижной паровой установки (ППУ) и является финансово затратным методом. Пропарить трубы можно и подачей пара в затрубное пространство. При этом прогреваются и НКТ, и выкидная линия. Этот способ применяется в скважинах, эксплуатирующихся компрессорным способом и в фонтанных скважинах с небольшим затрубным давлением. Существует другой способ расплавления парафина-прокачка горячей нефти с помощью агрегата по депарафинизации (АДП).

Сущность термической обработки сводится к нагреву продукта до температуры, превышающей температуру начала кристаллизации парафина, и последующему охлаждению до температуры, близкой температуре перекачки.

Практика показывает, что тепловые обработки подогретой нефтью для глубоких скважин являются малоэффективными из-за больших потерь тепла. Так, АО «Удмуртнефть» установлено, что при тепловых обработках нефтью с температурой в устье 100-110С⁰ на глубине 50-80 м температура теплоносителя снижается до 60С⁰, а на 150 м - до 45,5С⁰. На больших глубинах АСПО не расплавляется, а лишь размягчается и стекает вниз, увеличивая толщину отложений . Эффективность тепловой обработки во многом зависит от объема закачки подогретой нефти. Замеры распределения температуры на Усинском месторождении при тепловых обработках скважин показали, что при закачке 5 м нефти с температурой на устье 98С⁰ на глубине 300 м температура снижается до 20С⁰, в объеме 10 м - до 30С⁰, при 25 м - до 35С⁰.

Нетрадиционные методы – к ним относятся ультразвуковой метод, вибрационная обработка, магнитный метод, индукционные высокочастотные нагреватели и др.

С использованием этих методов возможно локальное разрушающее действие на АСПО, способствующее их диспергированию и выносу потоком жидкости из скважины.

Наряду с положительным эффектом эти методы имеют и ряд негативных последствий, обусловленных ускоренным износом, нарушением целостности и герметичности оборудования. Вышеуказанные явления являются основной причиной, сдерживающей широкое применение данных методов.

Химический метод – является одним из наиболее перспективным и популярным, так обладает одновременно высокой эффективностью и технологичностью. Метод основан на частичном растворении и диспергировании отложений под воздействием растворителей (удалителей). При данном методе возможно и разрыхление отложений, вследствие чего отложения становятся подвижными и могут выноситься потоком сырья.

Эффективность такого метода зависит от:

• 
  скорости разрушения вытеснения масляной пленки с поверхности отложений;
  
• 
  гидрофилизации поверхности отложений, определяемой составом и концентрацией поверхностно-активного вещества;
  
• 
  скорости и глубины проникновения раствора в поры отложений, в зависимости от размера пор и состава отложений;
  
• 
  интенсивности перемешивания;
  
• 
  изменения внутренних сил взаимодействия между частицами АСПО;
  
• 
  возможности удаления осадочных частиц ы потоке промывочной жидкости.
  

Теплохимический метод - получил широкое применение в последние десятилетия. Одновременное действие температуры и растворителя наиболее способствует более быстрому удалению АСПО. На практике применяют способы, заключающиеся в предварительном нагреве растворителя до температуры, выше температуры плавления парафина, либо прогрев растворителя в скважине с помощью специальных греющих кабелей или электронагревателей. При планировании теплохимических обработок скважин с использованием растворителей с целью удаления АСПО, как за счет растворения, так и за счет расплавления необходимо обосновать темпы закачки и температуру теплоносителя, вид теплоносителя, а так же технологическую схему промывки.

С повышением температуры эффективность растворителя увеличивается. Теплохимический способ органичен в применении легких высокоэффективных растворителей в качестве теплоносителей. Нагревание высокоэффективных растворителей АСПО невозможно потому, что эти растворители состоят, как правило, из низкокипящих фракций, имеют низкую температуру вспышки, взрыво- и пожароопасны при нагревании.

Тепловые задачи, связанные с промывкой скважин горячим теплоносителем, освещены в научно-технической литературе слабо. Решение таких задач требует дополнительных знаний о распределении массы и составе АСПО по длине колонны НКТ в каждой конкретной скважине, тепловых эффектах, связанных взаимодействием растворителей сложного состава с АСПО и др.

Методы предотвращения АСПО. В условиях интенсивного формирования парафиновых отложений значительно уменьшается межочистной период (МОП) и составляет менее 30 суток, увеличивается количество промываний нагретыми моющими средствами или растворителями на углеводородной основе, что приводит к увеличению себестоимости добычи нефти и негативному воздействию на призабойную зону пласта. В таких условиях оптимальным методом борьбы с АСПО является предотвращение их образования путем применения защитных покрытий, физических методов или специальных химических реагентов.

Общим недостатком почти всех применяемых для удаления АСПО составов является избирательность расширения, как правило, они не обеспечивают достаточной эффективности растворения при высоких концентрациях, как САВ и парафинов. Поэтому поиск новых реагентов, ингибиторов и удалителей АСПО остается актуальным.