Совершенствование методов предупреждения парафиноотложений при эксплуатации скважин нефтегазоконденсатных месторождений

Актуальность проблемы.

Газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения в настоящее время широко распространены и играют заметную роль в обеспечении углеводородным сырьем газои конденсатохимических комплексов. Анализ тенденций развития и современного состояния ресурсной базы свидетельствует о том, что в основных газодобывающих районах наблюдается постоянный рост доли запасов, приходящихся на глубокозалегающие газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения, продукция которых содержит в своем составе высококипящие компоненты, в том числе и парафины. В последующем, по мере истощения месторождений, представленных сеноманскими отложениями, доля добычи из глубокозалегающих залежей со сложными горно-геологическими условиями, с флюидами сложного состава, с присутствием высококипящих компонентов будет только возрастать.

И если в добыче нефти многие вопросы, связанные с парафиноотложениями, благодаря работам отечественных и зарубежных исследователей, уже нашли свое решение, для газовой отрасли, при разработке газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений в силу отличия составов добываемого флюида и соответственно термобарических условий его добычи, подготовки и транспорта эти вопросы требуют изучения. В этой связи тема диссертационной работы является актуальной и направлена на повышение эффективности эксплуатации скважин и других промысловых объектов, осложненных парафиноотложениями в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений.

Цель работы.

Повышение эффективности эксплуатации скважин и другого технологического оборудования при разработке нефтегазоконденсатных месторождений за счет совершенствования методов предупреждения парафиноотложений.

Основные задачи исследований.

1. Изучение физико-химических свойств и состава парафиноотложений в скважинах и в других промысловых объектах разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

2. Исследование и анализ физико-химических процессов фазовых переходов парафинов и влияние на них различных факторов.

3. Исследование реологических свойств нефтегазоконденсатных смесей при термобарических условиях, характерных для процессов эксплуатации скважин и транспорта углеводородного сырья.

4. Исследование составов химреагентов для предупреждения парафиноотложений.

5. Разработка новых составов и технологии их применения для предупреждения парафиноотложений при эксплуатации скважин нефтегазоконденсатных месторождений.

Методы исследования.

В работе использовались физико-химические, хроматографические и спектральные методы для исследования состава исходных и ингибированных нефтеконденсатных смесей, реологические установки типа ВСН-3 для изучения вязкокинетических характеристик, разработанные автором стенды для изучения влияния различных факторов (температуры, давления) на процесс парафиноотложения. На установке «холодного цилиндра» изучены особенности отложения парафина, исследованы закономерности кристаллизации и кинетика выпадения твердой фазы в объеме нефтеконденсата и в его пристенном слое. Исследованы свойства отложений в промысловых и лабораторных условиях, их групповой состав и строение.

Основные защищаемые положения.

1. Закономерности влияния скорости нефтегазоконденсатного потока на интенсивность парафиноотложений.

2. Результаты исследований растворимости парафиноотложений в различных углеводородных растворителях.

3. Разработанные и опробованные в промысловых условиях новые составы и технологии предупреждения и удаления парафиноотложений.

Научная новизна.

1. На специально разработанном стенде в результате экспериментальных исследований определена зависимость интенсивности парафиноотложений от скорости нефтегазоконденсатного потока. Установлено, что дросселирование газоконден-сатного потока приводит к снижению интенсивности парафиноотложений.

2. На основе изучения физико-химических процессов фазовых превращений парафинов разработаны новые составы для предупреждения парафиноотложений, технологические схемы их применения в промысловых условиях на нефтегазоконден-сатных скважинах.

Практическое внедрение работы.

Внедрение в практику разработанных автором методов предупреждения парафи-ноотложений позволило увеличить межремонтный период при эксплуатации скважин, уменьшить перепады давления в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и шлейфах, что способствует существенному улучшению эксплуатационных характеристик скважин с получением дополнительных объемов добычи газа, конденсата и нефти.

По результатам проведенных работ рекомендовано применение «Реагента КД» и раствора «Нефтенол МЛ» для предупреждения парафиноотложений для условий Печо-рокожвинского и Югидского НГКМ.

Разработанные автором и при его участии составы ингибиторов парафиноотложений и технологии их применения позволили более чем в полтора раза увеличить производительность скважин и технологического оборудования сбора и подготовки их продукции. В результате внедрения разработанных химических реагентов для предупреждения парафиноотложений в процессе эксплуатации девяти скважин на Югидском и Печорокож-винском НГКМ за шесть лет получен экономический эффект 24,3 млн р. (в том числе доля эффекта за счет разработок автора составляет 10,21 млн р.).

Апробация работы.

Основные результаты исследований докладывались на следующих всероссийских и отраслевых научно-технических конференциях и советах ОАО «Газпром»: всесоюзная конференция «Роль молодежи в решении конкретных научно-технических проблем нефтегазового комплекса страны» (пос. Красный Курган, июнь 1989 г.) — научно-практическая конференция «Разработка и эксплуатация газоконден-сатных месторождений на завершающей стадии» (Ухта, Коми филиал ВНИИГАЗа, октябрь 1990 г.) — научно-техническая конференция «Разработка и эксплуатация газоконденсат-ных месторождений на завершающей стадии» (Ухта, филиал ООО «ВНИИГАЗ» — «Север-нипигаз», сентябрь 1993 г.) — научно-практическая конференция, посвященная 30-летию предприятия «Се-вергазпром», «Повышение эффективности разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений» (Ухта, филиал ООО «ВНИИГАЗ» — «Севернипигаз», октябрь 1998 г.) — V научно-техническая конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, январь 2003 г.) — научно-технический совет ОАО «Газпром» «Актуальные вопросы техники и технологии добычи и подготовки газа» (Сочи, апрель 2003 г.) — VII научно-техническая конференция (Ухта, УГТУ, апрель 2006 г.) —. совещание ведущих специалистов предприятий ОАО «Газпром» «Результативность геолого-технических мероприятий на скважинах месторождений ОАО «Газпром» (Кисловодск, февраль 2008 г.) — научно-техническая конференция преподавателей и сотрудников в рамках IV Северного социально-экологического конгресса «Северное измерение глобальных проблем: первые итоги Международного полярного года» (Ухта, УГТУ, апрель 2008 г.) — научно-технический совет ОАО «Газпром», секция «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» (Тюмень, ООО «ТюменНИИгипрогаз», июнь 2008 г.).

Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения. Общий объем 171 страница, в том числе 32 рисунка и 18 таблиц, список литературы представлен 112 наименованиями.

Выводы по разделу:

— установлено, что при содержании парафинов в конденсате 1% и ниже измеренные по стандартной методике ВНИИНП величины С17+ оказываются сильно заниженными, поэтому потенциальное их содержание в конденсате необходимо определять по разработанной методике на основе капиллярной газожидкостной хроматографии (ГЖХ-анализ);

— нефтегазоконденсатные смеси и парафины месторождений весьма неоднородны по своим физико-химическим характеристикам, что обусловлено как сложностью геологических строений залежей, так условиями и временем отбора проб;

— различный характер распределения тяжелых углеводородов по скважинам довольно хорошо увязывается с коллекторскими свойствами и технологическими характеристиками скважин;

— данные рефрактометрических определений, а также относительное распределение углеводородов в пробах парафина из ряда газоконденсатных скважин и нефтяных скважин указывают на их достаточную близость, что предполагает определенное взаимовлияние нефти и конденсата в залежах;

— процессам выпадения парафинов способствует снижение давления в системе, процессам растворения — наоборот. Найдено, что наилучшую растворяющую способность к парафинам проявляют светлые нефтяные фракции и стабильный конденсат, нагретые до 40−50 °С;

— увеличение концентрации парафина в конденсате проявляется в повышении температуры массовой кристаллизации и нарастании структурно-механических свойств смесей. Последнему способствует также повышение давления и присутствие в системе воды;

— выпадающие из конденсата частицы твердых парафинов образуют рыхлые, объемистые осадки, способные немного уплотняться во времени и легко разрушаться при незначительном сдвиге.

3 Осложнения при эксплуатации промысловых объектов, связанные с наличием парафинов.

Наличие парафинов, застывающих при положительных температурах, приводит к различным осложнениям при эксплуатации промысловых объектов.

Нефть и конденсат являются системами с очень сложным составом и диапазон температур кристаллизации содержащихся в них компонентов достаточно велик. Если переход из жидкого в твердое состояние индивидуального вещества характеризуется какой-то определенной температурой, то в случае нефти при кристаллизации парафинов речь идет об интервале температур. При охлаждении нефти до уровня температуры начала кристаллизации сначала выпадают более тяжелые компоненты и затем в течение длительного времени протекают параллельно два процесса:

— образование кристаллов более легких компонентов с температурами начала кристаллизации, соответствующими температуре нефти;

— укрупнение уже выпавших кристаллов, образование совместно с асфальтенами, смолами и др. агломератов, и в зависимости от гидродинамических характеристик потока и внешних факторов образования отложений или осадков.

Поэтому при эксплуатации различных промысловых объектов в зависимости от термодинамических параметров их работы парафинизации подвержены целые участки технологических линий: скважинышлейфысепараторы и так далее.

Причины осложнений при эксплуатации промысловых объектов, вызванные наличием в продукции парафинов условно можно разделить на три вида:

— потеря подвижности нефти при охлаждении, вследствие кристаллизации парафинов во всем объеме жидкости с образованием соответствующей структуры;

— отложение парафинов непосредственно на стенках различного оборудования (скважины, трубопроводы, сепараторы, резервуары и так далее);

— образование осадков при хранении и при низких скоростях потока в трубопроводах, преимущественно в случае нефтеконденсатной смеси, конденсата или светлых нефтепродуктов из-за разности плотностей самой жидкости и парафинов.

Рассмотрим подробнее звенья технологической системы добычи, сбора, подготовки и транспорта углеводородной продукции.

3.1 Скважины.

Скважины из-за своей специфики наиболее подвержены парафиноотложениям. Именно в скважинах происходят наиболее значительные изменения термобарических условий. Во-первых, за счет теплообмена с окружающей средой через стенки скважины снижается температура добываемого флюида. Во-вторых, из-за расходования внутренней энергии потока на преодоление гидравлических сопротивлений и преодоление силы тяжести при подъеме продукции от забоя к дневной поверхности по трубам относительно небольшого диаметра НКТ происходит снижение давления.

Влияние изменения давления в промысловых условиях на процесс образования и роста отложений большинством исследователей отвергается или характеризуется как незначительное. В частности на рис. 3.1 представлена зависимость кристаллизации парафинов в нефти, позаимствованная нами из [1]. Снижение давления до давления насыщения (7,65 МПа) приводит к увеличению растворяющей способности нефти, при этом температура кристаллизации снижается примерно на 2 °C. При дальнейшем снижении давления начинается разгазирование нефти. Это приводит к повышению температуры начала кристаллизации парафинов (сначала полой, затем по крутой кривой), что свидетельствует об уменьшении растворяющей способности нефти в зависимости от степени разгазирования. Таким образом, из анализа рисунка можно с некоторой долей условности сделать вывод о том, что изменение давления влияет на процесс образования отложений в той мере, в которой оно влияет на изменение температуры потока и что для определения участков подверженных парафиноотложениям достаточным условием является рассмотрение термодинамических характеристик потока.

Процесс парафинизации является индивидуальным для углеводородной жидкости каждой скважины и зависит от ее состава и физико-химических свойств, от гидродинамических характеристик потока, от обводненности и так далее.

Давление, МПа.

Рис. 3.1. Зависимость температуры кристаллизации парафинов в нефти от давления.

В табл. 3.1 представлены технологические режимы работы скважин Югидского, Пе-чорокожвинского и Вуктыльского месторождений, в продукции которых отмечается повышенное содержание асфальтенов, смол и парафинов.

Из приведенных в табл. 3.1 данных видно, что основная часть изменений термобарических условий приходится на скважину. Например, в стволе скв. 52 Югидского НГКМ снижение температуры потока происходит от плюс 70 °C до 0 °C, а в шлейфе температура, на всем его протяжении от устья до временной сепарационной установки, не меняется.

Это свидетельствует о том, что фазовые превращения парафинов и, соответственно, образование отложений происходит преимущественно в НКТ. В шлейфе же при постоянстве температуры будет наблюдаться равновесие фаз.

Подобное распределение температур наблюдается и по остальным скважинам, представленным в табл. П. 1 — П. 2 (приложение), то есть снижение температуры флюида происходит в основном в стволе скважины. По скв. 108 Печорокожвинского НГКМ, скв. 60, 62 и 64 Югидского НГКМ отмечается небольшое снижение температуры и по шлейфу, что обуславливает вероятность их запарафинивания.

С целью оценки глубины, на которой начинаются парафиноотложения, были проведены расчеты распределения температур по стволам скважин. Сопоставление результатов расчетов с данными лабораторных исследований процессов кристаллизации парафинов в нефтях и нефтеконденсатах позволяет сделать вывод о том, что отложения парафинов в скв. 108, 53 Вуктыльского НГКМ, 60, 64 и 62 Югидского НГКМ начинаются в интервале глубин 500−1000 м. В скв. 52 Югидского НГКМ парафиноотложения начинаются с глубины 2000;2500 м.

Актуальной для скважин является и так называемая потеря текучести нефти, хотя большинство специалистов, занимающихся данной тематикой, говоря о потере текучести, рассматривают ее применительно лишь к транспорту парафинсодержащей жидкости. Потеря текучести является следствием образования парафиновой структуры во всем объеме нефти.

В работающей скважине на стенках НКТ парафиноотложения находятся в равновесии под действием трех сил: адгезии, тяжести и динамического напора восходящего потока.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

На основании изучения физико-химических процессов фазовых превращений парафинов, методов предупреждения и устранения парафиноотложений, анализа геолого-технических условий эксплуатации скважин, выполненных комплексных исследований по решению поставленных в работе задач соискателем сформулированы следующие выводы:

1. На разработанном автором и смонтированном на УКПГ Печорокожвинского НГКМ стенде в результате экспериментальных исследований определена зависимость интенсивности парафиноотложений от скорости нефтегазоконденсатного потока. Зависимость имеет экспоненциальный вид. Максимум парафиноотложений в случае нефтегазоконденсатного потока в отличие от чисто нефтяного соответствует скоростям, превышающим скорость перехода ламинарного режима течения в турбулентный.

2. Экспериментально установлено, что дросселирование нефтегазоконденсат-ных систем приводит к снижению интенсивности парафиноотложений. Объясняется это тем, что при дросселировании снижение температуры потока, соответственно, зароды-шеобразование и кристаллизация парафинов, происходят во всем объеме газожидкостной смеси, а не в пристенном слое, как в случае снижения температуры за счет теплообмена с окружающей средой через стенки оборудования.

3. Исследована растворимость парафиноотложений в различных углеводородных растворителях. Отмечено, что ни в одном из исследованных растворителей полного растворения парафиноотложений не происходит и для удаления их остатков из трубопровода необходимо достижение определенной скорости газожидкостного потока.

4. Разработаны два ингибирующих состава химреагенов для предупреждения парафиноотложений. По своим характеристикам составы не уступают широко распространенным ингибиторам парафиноотложений серии СНПХ. Они отличаются простотой приготовления и более низкой стоимостью. На один состав автором получен патент Российской Федерации на изобретение. На второй состав (состав комплексного действия «Реагент КД») оформлена заявка на изобретение.

5. Для практического применения ингибирующих составов разработаны и внедрены: «Временная инструкция по технологии удаления и предупреждения парафиноотложений с помощью композиции химреагентов" — «Временный регламент промысловых испытаний технологии удаления органических отложений с помощью раствора «Нефтенол МЛ" — «Технологический регламент применения ««Реагент КД»» для предупреждения парафиноотложений».

6. В результате внедрения разработанных составов для предупреждения парафиноотложений в процессе эксплуатации семи скважин на Югидском и Печорокожвин-ском НГКМ (скв. 60, 129,140, 141, 143 Югидского НГКМ и скв. 103 и 108 Печорокожвинско-го НГКМ) за период 2000;2006 гг. получен экономический эффект 24,3млн р. (в том числе доля эффекта за счет разработок автора составляет 10,21 млн р.).