автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Повышение полноты очистки поверхности внутрискважинного оборудования от органических отложений

МИНИСТЕРСТВО ОБЩЕГО И ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УФИМСКИМ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи

УДК 622.276.72

ИБРАГИМОВ НАИЛЬ ГАБДУЛБАРИЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ПОЛНОТЫ ОЧИСТКИ ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ОТ ОРГАНИЧЕСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ 05.15.06 - РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И

ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ДИССЕРТАЦИЯ НА СОИСКАНИЕ УЧЕНОЙ СТЕПЕНИ КАНДИДАТА

ТЕХНИЧЕСКИХ НАУК

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ

ДОКТОР ТЕХНИЧЕСКИХ НАУК, ПРОФЕССОР З.А.ХАБИБУЛЛИН НАУЧНЫЙ КОНСУЛЬТАНТ

КАДИДАТ ТЕХНИЧЕСКИХ НАУК, ДОЦЕНТ В.И.ВАСИЛЬЕВ

УФА - 1999

СОДЕРЖАНИЕ

стр.

Список сокращений........................................................................5

ВВЕДЕНИЕ...................................................................................6

1. ПРОБЛЕМЫ БОРЬБЫ С ОРГАНИЧЕСКИМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ ПРИ ДОБЫЧЕ ПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ..........................................11

1.1. Обоснование проблемы и объекта исследований...........................11

1.2. Закономерности кристаллизации высокомолекулярных парафинов и формирования АСПО.............................................................18

1.3. Обзор методов борьбы с АСПО в скважинах при добыче нефти........27

1.4. Опыт борьбы с АСПО в АО «Татнефть» на примере НГДУ «Альметьевнефть».................................................................38

1.5. Технологические жидкости и эффективность их применения для удаления АСПО.....................................................................43

1.6. Технология удаления АСПО и их эффективность...........................54

1.7. Технические средства удаления АСПО на скважинах.....................60

Выводы...............................................................................61

2. АНАЛИЗ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СОСТАВА И ПРОФИЛЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ПРИ ДОБЫЧЕ ДЕВОНСКИХ НЕФТЕЙ..............................................................63

2.1. Особенности состава добываемой нефти и органических отложений на поверхности колонны НКТ.............................................................63

2.2. Выбор и анализ технологических режимов работы экспериментальных скважин......................................................................................66

2.3. Анализ и типизация форм профилей АСПО на поверхности колонны НКТ..........................................................................................70

2.4. Особенности состава АСПО на поверхности колонн НКТ при добыче девонской нефти..........................................................................84

2.5. Связь между составом и профилем АСПО на поверхности колонн

НКТ..........................................................................................90

2.6. Анализ плотности и температуры плавления АСПО.........................96

2.7. Оценка объёма и массы АСПО на поверхности колонны НКТ...........100

Выводы...............................................................................103

3. ЛАБОРАТОРНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНЫХ РАСТВОРИТЕЛЕЙ НА БАЗЕ МЕСТНЫХ РЕАГЕНТОВ И ПАРАМЕТРОВ ТЕХНОЛОГИИ УДАЛЕНИЯ АСПО НА ПОВЕРХНОСТИ ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ..................................105

3.1. Характеристика растворителей местных производств для удаления АСПО.......................................................................................107

3.2. Методика оценки эффективности отмыва АСПО в лабораторных условиях....................................................................................109

3.3. Обоснование объёма растворителя для удаления АСПО на скважинах.................................................................................110

3.4. Обоснование температурного режима технологии отмыва АСПО на скважинах.................................................................................118

3.5. Характеристика добавочных реагентов в композициях на основе нефтяного дистиллята...................................................................123

3.6. Оценка эффективности композиций реагентов на основе нефтяного дистиллята для удаления АСПО на скважинах....................................124

3.7. Ухудшение растворимости АСПО в композициях на основе нефтяного дистиллята из-за смешивания с нефтью в скважине и решение проблемы компаудирования реагентов...........................................................135

3.8. Обоснование технологических параметров обработки скважин от

АСПО.......................................................................................139

Выводы.....................................................................................142

4. РАЗРАБОТКА КОМПЬЮТЕРНОЙ ПРОГРАММЫ ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЖИДКОСТИ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ПРИ ТЕПЛОХИМИЧЕСКИХ ОБРАБОТКАХ СКВАЖИН............................................................144

4.1. Обоснование модели теплохимических обработок скважин..............144

4.2. Определение теплофизических параметров скважин.......................146

4.3. Влияние параметров промывки скважин на распределение температуры технологической жидкости по длине колонны НКТ.............................155

4.4. Изучение эффективности теплообменника конструкции НГДУ «Альметьевнефть»......................................................................166

Выводы..............................................................................174

5. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ МОДИФИЦИРОВАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ НА СКВАЖИНАХ.............................................................................176

5.1. Эффективность удаления АСПО на поверхности колонн НКТ нефтяным

дистиллятом и композициями на его основе.......................................176

5.1.1. Эффективность применения композиций нефтяного дистиллята с добавками 4,4-диметил-1,3-диоксана и отгона «нафталиновой» фракции пироконденсата..........................................................................182

5.2. Эффективность теплохимических обработок колонн НКТ для удаления АСПО......................................................................................184

5.3. Обоснование эффективной технологии отмыва АСПО смешанной структуры на колонне НКТ............................................................192

5.4. Динамика параметров технологических режимов работы скважины с УЭЦН после теплохимической обработки.........................................197

5.5. Совершенствование теплохимических обработок скважин с использованием композиций реагентов на основе нефтяного дистиллята ..200

5.6. Анализ эффективности устройства по очистке внутренней поверхности

труб для совершенствования борьбы с АСПО в скважинах....................208

Выводы.....................................................................................218

Основные результаты и выводы......................................................221

Список использованных источников................................................223

Приложения..............................................................................243

Список сокращений

АСВ - асфальтосмолистые вещества;

АСПО - асфальтосмолопарафиновые отложения;

ГНО - глубиннонасосное оборудование;

ДМД - 4,4-диметил-1,3 -диоксан;

НГДУ - нефтегазодобывающее управление;

нкт - насосно-компрессорные трубы;

ПАВ - поверхностно-активное вещество;

пзп - призабойная зона пласта;

сдс - соляродистиллятная смесь;

сдо - соляродистиллятная обработка;

НД - нефтяной дистиллят;

ндо - нефтедистиллятная обработка;

цднг - цех добычи нефти и газа;

ПРС - подземный ремонт скважин;

ЦКПРС - цех капитального и подземного ремонта скважин;

МОП - межочистной период;

МРП - межремонтный период.

ВВЕДЕНИЕ

Одной из главных проблем при добыче нефти на многих месторождениях является интенсивное выпадение асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на глубинно-насосном оборудовании (ГНО). Это приводит к увеличению затрат на депарафинизацию, подземный ремонт скважины (ПРС), потерям добычи нефти. Применение растворителей местных производств для удаления АСПО является одним из основных методов борьбы с подобными осложнениями. Однако на практике не всегда удаётся достичь положительных результатов. В связи с этим важной и актуальной является задача индивидуального подбора технологий, технических средств, отмывающих составов для удаления АСПО в скважинах. С целью сокращения расходов на проведение обработок скважин растворителем, перехода от количества к качеству, необходим поиск комбинированных методов удаления АСПО в соответствии с существующими технологическими режимами работы скважин, свойствами и составом высокомолекулярных отложений АСПО в насосно-компрессорных трубах (НКТ). С целью прогнозирования и обоснования эффективности теплохимических методов удаления необходима разработка компьютерных программ на основе математических моделей, которые позволяют осуществлять идентификацию процесса промывки, реальных теп-лофизических параметров.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ. Совершенствование технологий, технических средств и технологических жидкостей с целью повышения полноты очистки поверхности внутрискважинного оборудования с учетом состава и профиля органических отложений.

ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ.

1. Выявление особенностей состава и профилей АСПО на поверхности внутрискважинного оборудования при добыче девонских нефтей.

2. Создание эффективных композиций растворителей-удалителей на основе нефтяного дистиллята с учетом состава АСПО.

3. Определение реальных теплофизических параметров скважин на основе проведения специальных промысловых исследований.

4. Разработка усовершенствованных технологий отмыва с поверхности внутрискважинного оборудования с учетом состава и профиля АСПО.

5. Разработка технических средств повышения эффективности борьбы с АСПО на скважинах.

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ. При решении поставленных задач использованы результаты лабораторных и промысловых экспериментов по изучению особенностей состава и профилей АСПО, определению реальных теплофизических параметров скважин, изучению отмывающего действия композиций растворителей с применением апробированных общепринятых методов и высокоточных приборов; статистические методы обработки экспериментальных результатов и методы математического моделирования теплохи-мических обработок скважин.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА.

1. Обоснован и предложен новый критерий выделения структуры АСПО на поверхности внутрискважинного оборудования. Определены диапазоны изменения этого критерия для АСПО разной структуры.

2. Выявлена связь между профилем АСПО и составом органических отложений на поверхности колонны НКТ при добыче девонской нефти. Предложен обобщенный профиль АСПО на поверхности внутрискважинного оборудования.

3. Разработаны и предложены новые эффективные композиции растворителей АСПО асфальтеновой и смешанной структур (Патент РФ № 2097400 и два решения о выдаче патента РФ № 98113973 и №98114144).

4. Обоснованы усовершенствованные технологии промывки внутрискважинного оборудования растворителями с учетом особенностей состава и профиля АСПО.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ. ВЫНОСИМЫЕ НА ЗАЩИТУ

1. Методика прогнозирования профиля АСПО с учетом состава органических отложений на колонне НКТ при добыче девонских нефтей.

2. Новый состав растворителя на основе нефтяного дистиллята для обеспечения полноты удаления АСПО асфальтеновой и смешанной структур (патент РФ № 2097400 и решение о выдаче патента РФ № 98113973).

3. Усовершенствованные технологии очистки внутрискважинного оборудования растворителями с учетом состава и профиля АСПО.

4. Компьютерная программа для прогнозирования распределения температуры при прямой и обратной промывке колонны НКТ с применением растворителей с учетом реальных теплофизических параметров скважин.

5. Технические средства для повышения эффективности удаления АСПО и продления межочистного и межремонтного периодов работы скважин (патенты РФ №2063575, 2074312, 2082873).

ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ работы заключается в выявлении связи между составом и профилем АСПО и обосновании на этой связи эффективных средств обеспечения полноты очистки поверхности внутрискважинного оборудования при добыче девонской нефти. _ ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ.

1. Предложена методика прогнозирования профиля АСПО с учетом состава органических отложений на колонне НКТ при добыче девонских нефтей.

2. Составлены и внедрены инструкции усовершенствованных технологий обработок скважин и методика обоснования параметров закачки растворителя АСПО с целью очистки внутрискважинного оборудования от АСПО.

3. Разработана и внедрена компьютерная программа для прогнозирования распределения температуры при прямой и обратной промывке ко-

лонны НКТ теплоносителями с учётом реальных теплофизических параметров скважин.

4. Разработана, изготовлена и внедрена усовершенствованная конструкция передвижного теплообменника для подогрева растворителя. Предложена номограмма для определения температуры теплоносителя на выходе теплообменника.

5. Разработаны и внедрены устройства по очистке внутренней поверхности труб от покрытий. (Патенты РФ № 2063575, 2074312, 2082873).

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ И ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ. При применении технологии обратной промывки скважин растворителями на основе нефтяного дистиллята:

- с одновременной тепловой обработкой интервала интенсивных отложений на 75 скважинах с АСПО парафиновой структуры межочистной период обработки увеличился в 1,5 раза;

- с одновременной тепловой обработкой при динамическом уровне ниже интервала интенсивных отложений с добавкой реагентов-диспергаторов асфальтенов на 100 скважинах с АСПО смешанной структуры межочистной период обработки увеличился в 1,75 раза;

- с добавкой реагентов-диспергаторов асфальтенов на 75 скважинах с АСПО асфальтеновой структуры межочистной период обработки увеличился в 1,4 раза;

В результате реализации разработок диссертации годовой экономический эффект составил 1,564187 млн. рублей. Доля автора составляет 938,512 тыс. рублей.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ. Основные положения диссертации доложены и обсуждены на семинарах « Пути повышения эффективности борьбы с АСПО в нефтедобыче» Международной выставки «Газ-Нефть-95» 17-21 апреля 1995 г. в г.Уфе и «Современные достижения в области разработки газовых и нефтяных месторождений» на Четвертой международной выставке

«Газ-Нефть-96» 22-26 апреля 1996 г. в г.Уфе; на научно-технической конференции «Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в ВУЗе» 1-2 ноября 1996 г. в г. Альметьевске; на семинаре-дискуссии «Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин» 5-6 декабря 1996 г. в г. Уфе; на республиканской конференции «Тюменская нефть - вчера и сегодня» 22-23 декабря 1997 г. в г. Тюмени; одобрены на технико-экономическом совещании АО «Татнефть» и неоднократно обсуждены на технико-экономических советах НГДУ «Альметьев-нефть».

ПУБЛИКАТТИИ. По результатам выполненных исследований опубликовано 15 печатных работ (в том числе 4 патента РФ и два решения о выдаче патентов РФ №98113973 и №98114144).

ОБЪЕМ РАБОТЫ. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 240 наименований, написана на 296 листах машинописного текста, содержит 58 рисунков, 59 таблиц и 5 приложений.

1. Проблемы борьбы с органическими отложениями при добыче

парафинистых нефтей

1.1. Обоснование проблемы и объекта исследований

Эксплуатация скважин и добыча нефти на многих месторождениях

Урало-Поволжья осложнена отложениями органических веществ во внутри-скважинном оборудовании. Борьба с такими отложениями в скважинах является одной из актуальных и важных проблем и требует значительных материальных и трудовых затрат [3, 10, 16, 56, 68, 73, 82, 88, 101, 121, 127, 138, 151, 155, 201, 235-238]. Сокращение этих затрат возможно на основе создания и внедрения эффективных технологий, технологических жидкостей и технических средств основанных на углублённом изучении процессов отложений органических веществ на поверхности нефтепромыслового оборудования скважин при добыче нефти.

Известно, что интенсивность отложений органических веществ при добыче парафинистых нефтей определяется свойствами и составом самой нефти, условиями зародышеобразования и кристаллизации парафинов, а также формирования осадков на поверхности подземного оборудования скважин [2, 11, 19, 20, 69-71, 105, 124, 125, 200, 201, 212, 216, 229, 236, 237].

Состав нефти предопределяет её свойства. Так, температура насыщения нефти парафином, при достижении которой и ниже этой температуры формируются асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) тесно связана с содержанием высокомолекулярных парафиновых углеводородов и природных поверхностно-активных компонентов, в частности, асфальтенов, углеводородным составом нефти, количеством и составом растворенного газа, а также давления [12, 105, 124].

Требин Г.Ф. с сотрудниками в РД 39-9-478-80 [79] для подавляющего большинства нефтей рекомендуют следующую зависимость между температурой насыщения поверхностных разгазированных нефтей парафином и массовым содержанием высокомолекулярных парафинов в нефти: t"„ = 11.4 + 34.0 lglï , (1.1)

где 1,55 < П < 30 - массовая концентрация парафинов в нефти, %.

Влияние газосодержания И.М. Амерханов предлагает учитывать следующим образом [9]:

I пл„ = г \ - 0,56 Рн + 0,24(Р - Рн) (1.2.)

Требин Г.Ф. с сотрудниками дали другую зависимость [ ] :

гп\= одг + о,2Р , (1.з.)

где Г - газосодержание нефти, м /м ;

Р - давление, МПа;

Р„ - давление насыщения нефти газом, МПа.

Влияние состава растворённого газа по сведениям Амерханова И.М. оказывается слабым, а по данным Рагулина В.А. - в некоторых случаях может оказать существенное влияние на температуру насыщения нефти парафином [9,124].

Кроме указанных выше факторов, перенасыщенность и температура насыщения нефти парафином по данным одних авторов [9,105,199,212] тесно связаны с содержанием асфальтенов и смол (рис. 1.1 а, б, в), а по сведениям других [216], с