Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных и

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

В результате многовариантных расчетов выбран один вариант, максимально близко удовлетворяющий условию сходимости расчетных и фактических параметров разработки скважин. По ГДМ, актуализированной с учетом ГПА, отклонение накопленной добычи нефти от фактических значений составило 2 %.

На модели с учетом ГПА наблюдается изменение распределения плотности запасов (в центральном, юго-восточном и северном участках залежи) (рис. 3).

Рис. 3. Карта плотности подвижных запасов нефти пласта Т без учета ГПА (слева) и с учетом ГПА (справа)

На следующем этапе работы проведены расчеты технологических показателей разработки. Вариант предусматривал бурение 6 БС в исследуемом районе. Результаты расчетов на ГДМ показали, что при равных значениях добычи жидкости расчетный дебит нефти значительно отличается от расчетов, выполненных без проведения детального ГПА. Наибольшее расхождение отмечается по скважинам № 152_2, 759_2 и 1025_2. Следовательно, по данным скважинам существуют риски неподтверждения начального проектного дебита нефти.

Для снижения рисков последующего бурения на заключительном этапе работы принято решение провести расчеты с различными вариантами заложения забоя БС скважины № 1025 с использованием актуализированной ГДМ. В качестве базового варианта принят вариант с координатами бурения БС в зонах наибольших остаточных запасов нефти определенных без детального ГПА.

В результате проведенного анализа различных вариантов выявлено, что вариант 1 является наиболее эффективным (дополнительная добыча нефти относительно базового варианта составила 20,5 тыс. т нефти).

По результатам работы сделаны следующие выводы:

1.ГПА позволил уточнить геологическое строение залежи и представление о текущем состоянии разработки исследуемого района, также удалось добиться удовлетворительной адаптации скважин по всем технологическим показателям разработки.

2.С помощью уточненной с помощью ГПА ГДМ подготовлены рекомендации по корректировке последующего бурения БС.

171

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

3. Комплексный подход к прогнозированию технологических показателей разработки на основе ГПА и с использованием современного программного обеспечения по геолого-гидродинамическому моделированию позволяет минимизировать риски недостижения проектных дебитов скважин и повысить эффективность бурения проектных скважин.

Список литературы

1.Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. –

М.: Недра, 1982.

2.Руководство пользователя ПО Tempest ENABLE // Roxar, 2014.

3.Кричлоу Генри Б. Современная разработка нефтяных месторождений – проблемы моделирования. – М.: Недра, 1979.

4.Распопов А.В., Новокрещенных Д.В. Анализ результатов применения методов интенсификации на карбонатных коллекторах месторождений Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 10. – С. 73–82.

5.Распопов А.В., Новокрещенных Д.В. Сравнительный анализ технологической эффективности методов интенсификации добычи нефти на карбонатных коллекторах. преимущества технологий радиального вскрытия пласта // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2013. – № 9. – С. 87–94.

172

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ОБОСНОВАННЫЙ ВЫБОР РАСТВОРИТЕЛЯ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

К.Ш. Хайбуллина, Г.Ю. Щербаков

Научный руководитель – д-р техн. наук, профессор М.К. Рогачев Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», г. Санкт-Петербург

Рассмотрены асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), механизм образования АСПО, а также методы их удаления. Проведен анализ основных групп АСПО по Маркуссону. Разработан состав для удаления АСПО. Произведен расчет моющей, диспергирующей и растворяющей способностей растворителя.

Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения, растворитель, моющая, растворяющая, диспергирующая способности.

На сегодняшний день большинство нефтяных месторождений Российской Федерации находится на поздней стадии разработки. Эта стадия сопровождается рядом осложнений при добыче нефти, в том числе связанных с образованием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в системе «пласт – скважина». При этом за предыдущий временной период на этих месторождениях существенно изменились геолого-физические и технологические условия разработки, уменьшились дебиты скважин, увеличилась обводнённость скважиной продукции, в нефтепромысловой практике стали широко использоваться методы увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти, произошло расширение зон формирования АСПО, изменились состав и структура этих отложений.

Как известно, борьба с АСПО в добыче нефти ведется по двум направлениям: удаление уже сформировавшихся отложений и профилактика (предотвращение) отложений. Для удаления АСПО в скважинах применяют тепловые и химические методы, а для предотвращения образования АСПО – закачку ингибиторов этих отложений (диспергаторов, депрессаторов, смачивателей и модификаторов) [1].

Одним из самых эффективных и технологичных способов удаления АСПО в скважинах является применение углеводородных растворителей, подбор которых, как правило, осуществляется опытным путем. Как показывают исследования, углеводородные растворители при контакте с АСПО проникают в их толщу, диспергируя и растворяя смолопарафиновую массу, что способствует ее последующему удалению.

Чтобы добиться лучшего растворения и удаления АСПО, необходимо подбирать реагент таким образом, чтобы он представлял собой композицию алифатических, нафтеновых и ароматических углеводородов, с добавлением к ним поверх- ностно-активных веществ (ПАВ). Также в качестве добавок к базовым компонентам растворителя можно использовать и другие химические вещества, такие как полярный неэлектролит, щелочные агенты и т.д. Так, например, добавление ПАВ к растворителю позволяет повысить его диспергирующую и растворяюшую способность по отношению к АСПО [2].

173

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Парафины, смолы и асфальтены отличаются друг от друга по растворимости

вразличных углеводородах. 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 [1].

Чтобы выбрать эффективный растворитель для удаления АСПО необходимо знать состав и тип АСПО. Нами был проведен анализ образцов АСПО, отобранных из скважин одного из нефтяных месторождений Оренбургской области. Методика анализа основана на различной растворимости компонентов отложений

вопределенных растворителях. В основу методики определения состава АСПО положен метод анализа остаточных нефтепродуктов по Маркуссону. В результате исследований был определен групповой состав образцов АСПО и установлен их парафиновый тип (таблица).

Групповой состав образцов АСПО

В соответствии с парафиновым типом отложений был разработан растворитель на основе стабильного конденсата, ароматических углеводородов, полярного неэлектролита, неионогенногоповерхностно-активноговеществаищелочного агента[3].

Для определения эффективности растворителя исследуемый образец АСПО нагревался до температуры размягчения, перемешивался до однородного состояния

споследующим приготовлением из него шариков диаметром 10 мм. Образец взвешивался и помещался в заранее взвешенные корзиночки из стальной сетки с размером ячейки 1,0×1,0 мм. Диаметр корзиночки 20 мм, высота, 20 мм. Корзиночки

собразцом АСПО взвешивались с точностью до 0,005 г. Корзиночка с навеской АСПО помещалась в герметичную ячейку объемом 150 см3, куда наливался изучаемый растворитель в соотношении 10 г на 1 г АСПО, так, чтобы он полностью покрывал образец АСПО. Растворитель взвешивался с точностью до 0,005 г. Через определенные промежутки времени корзиночки извлекались из растворителя и выдерживались на воздухе до постоянства массы. Через 24 часа содержимое ячейки отфильтровывалось с помощью воронки Бюхнера, а фильтр с остатком высушивался до постоянной массы. Далее определялась масса остатка на фильтре по разности масс фильтра и фильтра с остатком АСПО с точностью 0,005 г.

При обработке результатов проводился расчет моющей, диспергирующей и растворяющей способностей растворителя [4].

Проводились исследования влияния времени на эффективность применения растворителя (рис. 1).

174

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Рис. 1. Эффективность применения растворителя в зависимости от времени

Установлено, что оптимальное время растворения, при котором наблюдаются высокие значения эффективности (85 %), составляет 6–10 часов [3].

Исследование влияние температуры на эффективность растворителя проводилось при температурах 20, 37, 45, 50 и 55 С (рис. 2). С этой целью ячейки выдерживались в термошкафу.

Рис. 2. Эффективность применения растворителя

взависимости от температуры

Врезультате эксперимента было выявлено, что при 55 С в течение 12 часов происходит полное растворение образцов АСПО.

Таким образом, в результате проведенных исследований был разработан эффективный растворитель для удаления АСПО парафинового типа, содержащий такие компоненты, как стабильный конденсат, ароматические углеводоро-

ды, полярный неэлектролит, неионогенное поверхностно-активное вещество и щелочной агент. Разработанный растворитель по сравнению с аналогами обла-

175

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

дает повышенными моющей, растворяющей и диспергирующей способностью по отношению к АСПО парафинового типа в диапазоне температур 20–55 С и обеспечивает их практически полное растворение при температуре 55 С в течение 12 часов.

Список литературы

1.Рогачев М.К. Физико-химические методы совершенствования процессов добычи нефти в осложненных условиях: дис. … д-ра техн. наук: 25.00.17; Уфим. гос. нефт. техн. ун-т. – Уфа, 2002. – 312 с.

2.Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений

иборьба с ними. – М.: Недра, 1970. – 192 с.

3.Щербаков Г.Ю. Обоснование технологии удаления асфальтосмолопарфиновых отложений в скважинах с применением растворителя и оптического метода контроля за процессом: дис. … канд. техн. наук: 25.00.17. – СПб., 2015. – 113 с.

4.Глущенко В.Н., Силин В.Н. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений. Нефтепромысловая химия. – М.: Интерконтракт Наука, 2009. – 475 с.

176

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ТЕХНОЛОГИЯ ИНДУКЦИОННОГО НАГРЕВА ДЛЯ ПРОФИЛАКТИКИ И ЛИКВИДАЦИИ АСПО И ГИДРАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ХАНТОС» Э.Р. Худиев

ООО «Газпромнефть-Хантос», Ханты-Мансийск

Добыча нефти и газа всегда осложняется выносом механических примесей, асфальтосмоловыми и гидратными отложениями. Это негативно отражается на показателях работы промысла и ведет к значительным затратам на операции по удалению данных отложений. Поэтому необходимо разработать экономически целесообразный и эффективный метод для удаления АСПО и гидратных отложений.

Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения, магнитное поле, индукционный ток, экономическая эффективность.

Текущая ситуация в нефтедобывающей отрасли России характеризуется постоянным ростом доли трудноизвлекаемых запасов, характеризующихся низкопроницаемыми коллекторами и высокой вязкостью. Кроме того, добыча нефти и газа на большинстве крупных месторождений осложняется отложением солей, выносом механических примесей, асфальтосмолопарафиновыми и гидратными отложениями.

Уровень отложений может достичь критического, что негативно отразится на работе эксплуатационного фонда месторождений. Вследствие этого снижаются дебиты добывающих скважин, возрастает вероятность вывода из строя погружного оборудования, что, в свою очередь, приводит к увеличению вероятности аварий.

Для борьбы с различными типами отложений (рис. 1) в настоящее время применяются технологии, основанные на использовании различных видов энергии (термической, химической, механической и т.д.), таковыми являются скребкование, обработка скважин горячей нефтью, использование трубчатых электронагревателей.

Данные технологии не всегда достаточно надежно обеспечивают эффективность в борьбе с асфальтосмолопарафиновыми и гидратными отложениями в на- сосно-компрессорных трубах и затрубном пространстве скважин.

Рис. 1. Компоненты отложений добывающих скважин

177

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

Для решения сразу нескольких проблем современной нефтедобычи, таких как профилактика и ликвидация асфальтосмолопарафиновых (АСПО) и гидратных отложений, добыча вязких нефтей, разработана эффективная технология индукционного нагрева. Данная технология использует нагрев тел в электромагнитном поле за счет теплового действия электрического тока, протекающего непосредственно по нагреваемому телу и возбуждаемого в нем благодаря электромагнитной индукции. Принцип технологии индукционного нагрева можно описать следующим образом: если взять проводник с переменным током и расположить его вблизи (без контакта) поверхности проводящего тела, то вследствие электромагнитной индукции в этом теле возникнут индуктированные токи (рис. 2).

Рис. 2. Прохождение индуцированного тока на поверхности металла [3]

Отличительной особенностью индукционных систем нагрева по сравнению с другими нагревательными системами является формирование теплового поля непосредственно в проводящем теле, например в стенке НКТ (рис. 3).

Рис. 3. Принцип тепловыделения [2]

Технология индукционного нагрева предполагает возможность применения нескольких модификаций индукторов, среди которых основными являются индукторы с так называемыми «горячим» и «холодным» кабелями. В варианте «горячего» кабеля используют нагревательный элемент в виде брони кабеля или с горячим наконечником повышенной удельной мощности. Данный способ положительно зарекомендовал себя в «глухих» скважинах для расплавления парафиновых и гидратных пробок. Также он может использоваться для добычи вязкой

178

Секция 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

нефти и профилактики образования АСПО и гидратных пробок. Применение «холодного» кабеля с нагревательным элементом в виде обсадной колонны и НКТ положительно зарекомендовало себя при добыче вязкой нефти и профилактике образования АСПО и гидратных пробок.

Данный метод основан на формировании теплового поля непосредственно в проводящем теле (эксплуатационная колонна и подвеска НКТ), без нагрева кабеля. Это обеспечивает безопасность производства работ, значительно сокращает время нагрева межтрубного и внутреннего пространства НКТ и, соответственно, время профилактической обработки. Кроме того, метод с «холодным» кабелем имеет более высокий КПД – на уровне 98 % и, как следствие, более низкие операционные расходы. При профилактических работах обеспечивается полное очищение стенок насосно-компрессорных труб, значительно увеличивается межоперационный период обработки скважин, потребляемая мощность при профилактических работах не превышает 25 Вт/м.

Индукционный метод нагрева был успешно опробован на месторождениях Западной Сибири, Республик Башкортостан и Татарстан. По результатам обработок скважин были получены следующие положительные результаты: средний дебит по обрабатываемым скважинам увеличился на 12 %; межоперационный период увеличился с трех суток (до применения индукционного нагрева) до 30–45 суток; появилась возможность отказаться от проведения других мероприятий по ликвидации и профилактике АСПО, таких как скребкование и горячие промывки агрегатом депарафинизации скважин, применение химических реагентов и др.; все спускоподъемные операции проводятся без остановки скважин и привлечения специализированных бригад [3].

Благодаря данной технологии можно значительно сократить затраты на профилактические операции эксплуатационных скважин (порядка 37 % ежегодно). Область применения технологии индукционного нагрева достаточно широка и распространяется не только на нефтяную промышленность. Метод применим также в металлургической и медицинской промышленности, в ювелирном деле, в машино- и приборостроении. Таким образом, индукционный нагрев, характеризующийся высокими показателями эффективности, является реальной альтернативой традиционным системам нагрева.

Список литературы

1.Великанов К.М. Экономическая эффективность новых технологий / под ред. С.А. Ахметова. – СПб.: Недра, 2013. –868 с.

2.Бабат Г.И. Индукционный нагрев металлов и его промышленное примене-

ние. – М.-Л.: Энергия, 2010. – 552 с.

3.Сагадеев Р.С. Технология индукционного нагрева. – Уфа: Нефтяник, 2012.

4.Бывалин О. Д. Нефть Сибири // Нефтяник Ямала, 2012.

5.Кувадин В.Н. Борьба с осложнениями при добыче [Электронный ресурс]. – URL: http: //icrn-service.com.

179

Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН В РЕЖИМЕ ПЕРИОДИЧЕСКОГО КРАТКОВРЕМЕННОГО ВКЛЮЧЕНИЯ И РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ОПТИМИЗАЦИИ РАБОТЫ УСТАНОВКИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА

К.В. Цивелев

Научный руководитель – канд. геол.-мин. наук, доцент О.С. Чернова Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Рассмотрена эксплуатация нефтяных скважин в режиме периодического кратковременного включения (ПКВ) установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) на примере одного из нефтяных месторождений Томской области. Проведен анализ технологической и экономической эффективности применения данного режима, а также предложены рекомендации по выбору времени цикла работы скважины и подбору погружного оборудования.

Ключевые слова: электроцентробежный насос, малодебитный фонд скважин, периодическое кратковременное включение, время откачки, время накопления.

В настоящее время в нефтяной отрасли не сложилось единого количественного критерия отнесения скважин к малодебитному фонду. В данной работе к этой категории будут относиться скважины с дебитом жидкости менее 30 м3/сут, так как с этим значением связаны границы использования разных способов механизированной добычи.

Для эксплуатации малодебитных скважин применяются следующие технологии: низкопроизводительные УЭЦН, периодическая эксплуатация скважин УЭЦН, установка штанговых глубинных насосов (УШГН), установка электроприводных винтовых насосов, установка штанговых винтовых насосов, плунжер-лифт [1].

Фактически весь малодебитный фонд скважин поделен между УЭЦН и УШГН, а объем внедрения альтернативных способов добычи незначителен. Эксплуатация малодебитных скважин установками электроцентробежных насосов является наиболее распространенным способом в Западной Сибири. Причем используется как непрерывная эксплуатация с использованием УЭЦН с малой производительностью, так и эксплуатация в режиме периодического кратковременного включения.

Эксплуатация скважин в режиме ПКВ заключается в том, что откачка жидкости из скважины чередуется с ее накоплением в скважине. В скважины с притоком до 30 м3/сут спускается УЭЦН, производительность которого в 3–5 раз превышает данный приток. Ударные пусковые перегрузки устраняются за счет «мягкого» безударного пуска УЭЦН при помощи преобразователя частоты [2].

При применении данного режима повышается энергоэффективность малодебитного фонда скважин. Это связано с тем, что более мощные по производительности насосы имеют более высокий коэффициент полезного действия в сравнении с низкопроизводительными насосами. На рассматриваемом месторождении широко применяются УЭЦН REDA EZline (Schlumberger). Так, например, УЭЦН REDA

180