Отчет по практике. Отчет №2 Ложкин Д.Н. 09.03.2021. Технология опз с применением растворителей аспо на нефтяных месторождениях
 Скачать 0.77 Mb.
|
6.3.2. Исследование влияния реагента на эффективность удаления АСПОДля получения данных об эффективности реагента OBSENOL RM-45 производства ООО «ГК «ТЕХНОТЭК» при различных термобарических условиях был проведен ряд лабораторных испытаний реагентов, приближенным к промысловым условиям скважинной добычи нефти. Сравнительная оценка растворяющей способности реагента OBSENOL RM-45 проводилась при следующих условиях: Температуре 200С и давлении 1 атм. (стандартные условия); Температуре 500 С и давлении 10 атм. (условия на устье скважин); Температуре 700С и давлении 1 атм. (пластовые условия). Растворение образцов парафиноотложений месторождения Мухто при температуре 200С и давлении 1атм проводили со включенной электромагнитной мешалкой в течение 1 часа. Каждые 20 минут ячейка с парафиноотложениями извлекалась из стакана с реагентом, высушивалась в сушильном шкафу до постоянной массы, взвешивалась, и вновь помещалась в стакан с реагентом. Для создания повышенной температуры и давления ячейка с образцом парафиноотложений, помещенная в реагент, выдерживалась в автоклаве при указанных термобарических условиях в течение 1 часа при включенном электромагнитном перемешивающем устройстве. Каждые 20 минут ячейка с образцом АСПО извлекалась из автоклава и высушивалась в сушильном шкафу до постоянной массы. Затем ячейку взвешивали, вновь отпускали в реагент и помещали в автоклав. Результаты испытаний представлены в таблице № 5. Таблица №5
Как видно из таблицы, с увеличением давления и температуры растворяющая способность реагента существенно возрастает, что связано с более активным диффундированием (проникновением) молекул активной основы реагента в АСПО под воздействием повышенной температуры и давления. В результате возрастания скорости диффузии молекул происходит быстрое разрушение кристаллической решетки парафинов, что объясняет сокращение времени контакта реагента с АСПО, необходимого для полного их растворения. Следует отметить, что давление в скважинной системе на скорость растворения АСПО значительного влияния не оказывает. Основным определяющим фактором здесь является температура. Совокупность термобарических условий скважин месторождений ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» не оказывает существенного влияния также на плотность, вязкость и летучесть применяемого реагента. Средняя пластовая температура основных месторождений составляет 720С, среднее пластовое давление – 113атм. 6.3.3. Технология проведения ОПЗ с OBSENOL RM-45 Технология основана на закачке в призабойную зону пласта удалителя OBSENOL RM-45 с использованием агрегата ЦА-320 (технология закачки описана в разделе 4). Для удаления и защиты от АСПО призабойной зоны пласта раствор должен вводиться в водонефтяной поток до зоны выпадения АСПО. Для защиты от АСПО призабойной зоны пласта добывающих скважин рекомендуется технология задавливания раствора в пласт. В процессе очистки призабойной зоны реагент может находиться в статическом контакте с АСПО или возможна циркуляция растворителя. Время контакта растворителя и отложений колеблется от нескольких до 24 (и более) часов. Обработки проводятся, согласно, типового плана на каждую обработку отдельно. Типовой план разрабатывает и утверждает подрядная организация, оказывающая услуги по удалению АСПО с обязательным согласованием типового плана с Заказчиком. Заказчик предоставляет все данные по скважине для составления корректного плана работ. По прибытии на скважину звена химической обработки лицо, ответственное за проведение обработки, расстанавливает агрегаты и автоцистерны согласно требованиям правил безопасности, выполняют подготовительные работы, обвязку и опрессовку нагнетательной линии. ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» при проведении обработок призабойной зоны пласта с применением удалителя АСПО OBSENOL RM-45 отметил преимущества технологии: простота реализации, при правильном подборе растворителя удаляются все АСПО и выявил недостатки: высокая стоимость растворителя, эксплуатация УЭЦН во время обработки без достаточного охлаждения ПЭД, увеличение процента обводнености по скважине после обработки. По состоянию на сегодняшний день ООО «ГК «ТЕХНОТЭК» является подрядной организацией ООО «РН-СМНГ» и продолжает оказывать услуги по обработке призабойной зоны пласта с применением OBSENOL RM-45 и кислотного интенсификационного состава, собственного производства. Количество обработок с применением удалителя АСПО составляет 1% от общего количества ОПЗ. ЗаключениеИсследовательская работа позволяет сделать вывод о том, что основными причинами снижения проницаемости призабойной зоны добывающих скважин в процессе эксплуатации служат: проникновение жидкости глушения (пресной или соленой воды) или жидкости промывки в процессе ТКРС; снижение нефтенасыщенности в результате поглощения пластовой воды при остановке скважин; набухание частиц глинистого цемента терригенного коллектора при насыщении его пресной водой; образование водонефтяной эмульсии (эмульсионные блоки); выпадение и отложение асфальтено-смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно-добываемой воды при изменении термобарических условий; проникновение в ПЗП механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины. В процессе моего исследования я выяснил, что основными принципами технологии обработки призабойной зоны пласта добывающих скважин являются: восстановление продуктивности скважин в случае, если продуктивность ограничена состоянием ствола скважины, перфорационных каналов и призабойной зоны, за счет воздействия на кольматирующие вещества химическими реагентами; увеличение продуктивности скважин за счет воздействия на структуру порового пространства скелета породы вблизи призабойной зоны пласта добывающих скважин; разрушение кольматанта при физико-химическом взаимодействии с закачиваемыми химическими реагентами; снижение скин-фактора за счет уменьшения радиуса поврежденной зоны и повышения проницаемости матрицы Сегодня на месторождениях применяют такие технологии ОПЗ как: кислотные обработки (известно более 7 видов), закачка растворителей, в т.ч. с нагревом, комплексные ОПЗ и обработка поверхностно-активными веществами. Выбор технологии ОПЗ можно условно разделить на 4 (четыре) этапа: выбор скважин-кандидатов; прогноз технологической эффективности ОПЗ (пророст добычи за счет изменения скин-фактора); оценка прогнозной экономической эффективности ОПЗ; анализ типа нарушения проницаемости призабойной зоны пласта; выбор типа ОПЗ в соответствии с природой кольматирующего вещества. При выборе рабочего состава для проведения ОПЗ необходимо обеспечить его соответствие следующим критериям: состав должен проникать в призабойную зону пласта на требуемую глубину; состав не должен вызывать повторного выпадения осадков после реакции с породой или кольматантом; реагенты должны быть совместимы с раствором глушения, пластовыми водами и другими технологическими жидкостями, применяемыми при ремонте скважин и не оказывать влияние на технологические стадии добычи, транспорта и подготовки нефти; компоненты состава должны быть малотоксичны; реагенты должны иметь сопроводительную документацию (санитарно–эпидемиологические заключения, технические условия) и быть разрешены для применения в процессах добычи и транспортировки нефти и газа). Многолетний опыт разработки и эксплуатации нефтяных месторождений показывает, что асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) образуются в скважинном оборудовании и в призабойной зоне пласта (ПЗП) в основном на месторождениях, нефти которых отличаются повышенным содержанием парафинов и асфальтенов. Проблема образования АСПО особо актуальна для месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, для которых характерно ухудшение термобарических пластовых условий (снижение пластовой температуры), утяжеление нефти, высокая обводненность (более 80-90 %). Использование растворителей ускоряет процесс растворения и диспергирование АСПО и увеличивает МОП скважин, за счёт эффективной и полной очистки внутренней поверхности НКТ и оборудования, а также её гидрофилизации. В качестве реагентов — растворителей АСПО используют индивидуальные растворители и многокомпонентные составы, которые обладают большой растворяющей способностью АСПО. В некоторых случаях для повышения эффективности операций по удалению АСПО растворитель подогревают или его подают вместе с паром. Растворитель необходимо подбирать в зависимости от состава АСПО, так как растворимость парафинового, асфальтенового или смешанного типа отложений различается. Эффективным растворителем для парафинов является смесь предельных углеводородов. Однако стоит учитывать температуру протекания процесса, так как при её уменьшении, растворимость парафинов снижается. Для удаления смол также применяются жидкие парафиновые углеводороды в виду их хорошей растворимости, как и в нафтеновых и ароматических растворах. Асфальтены имеют высокую растворимость в ароматических углеводородах, однако не растворяются в парафиновых (алкановых). Для осуществления технологического процесса обработки призабойной зоны пласта добывающих скважин с применением растворителя АСПО используются следующие технические средства: передвижные насосные агрегаты Азинмаш-З0А, Азинмаш-32, АКПП-500, ЦА-320. Для транспортирования неагрессивных жидкостей с температурой до 80°С и подачи их насосным и смесительным установкам могут применяться также автоцистерны АЦН-10, АЦН-20. Технологические схемы применения растворителя определяются условиями разработки месторождений, способом эксплуатации добывающих скважин, физико-химическими свойствами АСПО, расположением и интенсивностью их образования. Для очистки призабойной зоны скважины от АСПО рекомендуются два основных варианта: технология создания углеводородной ванны в призабойной зоне пласта и технология обработки скважины растворителем в динамическом режиме. В заключение хочу отметить, что метод применения растворителя АСПО при проведении ОПЗ является эффективным и действенным, так как способствует защите всего нефтепромыслового оборудования месторождения, включая систему сбора и транспорта углеводородного сырья. Но при всех своих преимуществах есть и существенные недостатки - углеводородные растворители действуют главным образом на парафиновые компоненты, при этом оставшиеся нерастворенными агломераты АСВ переходят в свободное состояние, что чревато образованием пробок в глубинно-насосном оборудовании, НКТ и выкидных линиях в процессе промывки и освоения скважины. Все недостатки технологии, в том числе связанные с высокой стоимостью реагента, присутствие обводненности после проведения работ являются актуальными на многих месторождениях и требуют совершенствования. Список литературы
1 Ибрагимов, Н.Г. Теория и практика методов борьбы с органическими отложениями на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Н.Г. Ибрагимов, В.П. Тронов, И.А. Гуськова. – Москва : Нефтяное хоз-во, 2010. – 238 с. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||