Хімічні реагенти і технології для очистки нафтопромислового обладнання свердловин і порового простору пластів від АСПВ

Асфальтено-смоло-парафінові відклади (АСПВ) - це високодисперсні суспензії кри­сталів парафіну, асфальтенів у маслах і смолах. Вони мають властивості аморфних тіл з певною твердістю, залежно від складу і особливо від наявності мінеральних домішок та кри­сталів неорганічних солей. При досягненні пластовою системою критичних термобаричних умов АСПВ відкладаються на нафтопромисловому обладнанні й у перовому просторі пластів у привибійній зоні, що зумовлює їх негативний вплив на експлуатацію свердловин і розробку родовища в цілому.

До складу АСПВ входять в основному парафін, що є твердим вуглеводнем метанового ряду від C₁₇H3g до Сад H_m (50—70 %), смоли і асфальтени (10—40 %), вода, пісок, суль­фати, карбонати лужноземельних металів та інші механічні домішки (1—5%).

Склад АСПВ визначається властивостями і складом нафти, а також частково умовами їх кристалізації та відкладення.

У табл. 16.1 наведена характеристика нафт по родовищах України, вміст парафіну в яких становить понад 5 %

Таблиця 16.1

Багато нафтових родовищ України (табл. 16.1) містить значну кількість парафіну і силікагелевих смол. На цих родовищах ускладнюється процес розробки і експлуатації, що зумовлено інтенсивним відкладенням АСПВ.

Механізм дії на АСПВ хімічними реагентами. Оскільки дія на АСПВ хімічними реа­гентами значно дешевша і технологічніша, ніж механічна очистка й очистка теплом, розг­лядається саме дія хімічних реагентів на АСПВ.

Дія хімічних реагентів визначається умовами, в яких відкладаються АСПВ, інтенсив­ністю та місцем їх відкладання. Якщо АСПВ відкладаються в НКТ і обладнанні, то можна застосувати їх розчинення з подальшим використанням гідрофілізації поверхні й інгібіторів-депресаторів чи модифікаторів.

При відкладанні АСПВ у перовому просторі пласта здебільшого застосовують механізм розчинення. При наявності певної інформації про термобаричний стан пласта і нафти, що насичує його, на етапі початку відкладання АСПВ можна використовувати реагенти депре-сатори та модифікатори. Депресатори змінюють термодинамічні умови кристалізації па­рафіну, а модифікатори дають змогу системі втримувати парафін у завислому стані і разом з потоком рідини вони виносяться з порового простору пласта. Таким чином, механізм дії хімічних реагентів на АСПВ зводиться до їх розчинення, диспергування, модифікації систе­ми, зміни термобаричних умов кристалізації та гідрофілізації поверхні осідання.

У табл. 16.2. наведені основні фізико-хімічні властивості хімічних реагентів, що най­частіше використовуються у нафтовій промисловості України.

Таблиця 16.2

Важливо зауважити, що вибір реагентів для боротьби з АСПВ повинен бути індивідуальним для кожного родовища, а навіть і окремих свердловин на родовищі, здійснюватися після вивчення умов відкладення парафінових і асфальтено-смолистих речо­вин, а також їхнього складу, Це і зумовило велику кількість реагентів і технологій, які реко­мендовані та частково використовуються на родовищах України. Наприклад, ЦНДЛ ВАТ

"Укрнафта" рекомендує для родовищ України використовувати такі інгібітори викладання парафінів:

Битківське - СНПХ - 7212, СНПХ - 7401; елокеополімер 216/84.

Луквинське - ГДПЕ - 064, СНПХ - 7205, ВЕС - 501.

Довбушанське - СНПХ - 7202, СНПХ - 7205.

Спаське - СНПХ - 7202, ГДПЕ - 064.

Старо-Самбірське - СНПХ - 7202, СНПХ - 7212.

Рибальське - СНПХ - 7410, СНПХ - 7212.

Скороходівське - СНПХ - 7202, ГДПЕ - 064.

Анастасіївське - СНПХ - 7214 ПБ.

Технологія очистки обладнання полягає в тому, що на вибій свердловини постійно чи періодично подається реагент. Дозування в кожному конкретному випадку визначається окремо, але при використанні інгібіторів типу СНПХ оптимальну ефективність можна одержати при витраті 250-ЗООг реагенту на 1 т видобутої нафти.

Особливий підхід повинен бути при виборі реагентів і технологій для очистки перового простору пластів у привибійній зоні від АСПВ. Необхідно враховувати той факт, що процес випадання АСПВ у пласті незворотний. Підняття в пласті температури і тиску навіть вище критичних не забезпечує повне відновлення фільтраційної характеристики пласта.

Основні підходи до вибору реагентів зумовлені досягненням найвищої ефективності роз­чинення АСПВ. Ця умова забезпечується використанням сумішей реагентів. При обгрунту­ванні об'єму розчинника,як правило, виходять з умови його надлишку, що запобігає утво­ренню високов'язких бар'єрів. З досвіду оптимальна величина розчинника перебуває в ме­жах 2-5м³ на їм товщі пласта.

Важливим показником ефективності розчинення є час контакту розчинника з АСПВ. Якщо процес іде в дифузійній області і при температурах менше 45°С, то час контакту по­винен бути не менше 10-12 годин. Заслуговують на увагу технологічні умови очистки пла­ста від АСПВ, які забезпечують подачу свіжих порцій розчинника, через кожних 2-3 годи­ни контакту з АСПВ.

На Ново-Григорівському, Радченківському, Лиманському, Юріївському, Ки-бенцівському нафтових родовищах ДЦЗ проведено за 1990-1993рр- 39 обробок пластів роз­чинниками. Як розчинники використовували відходи Шосткинського заводу хімічних реа­гентів, які складаються на 90% із толуола, 5% органічних домішок і 5% води. За ефек­тивністю розчинення реагент не поступається толуолу.

На п'яти свердловинах Радченківського нафтового родовища використано відходи Ор­ловського радіотехнічного заводу, які складалися на 70-75% із толуолу і диметилфор-маміду; 5-7% органічних домішок і 5-10% води.

Досягнута стовідсоткова успішність процесів з додатковим видобутком близько 120т нафти на одну свердловино-операцію. Значно підвищилась ефективність процесів очистки перового простору пластів від АСПВ за рахунок підвищення температури розчинників. Проходять випробування на родовищах ДП "Полтаванафтогаз" технології обробки пластів з підігрівом розчинника в пласті на основі використання екзотермічних реакцій хімічних реа­гентів.

Список літератури

1. Желтое Ю.П. Деформация горных пород. -М.: Недра, 1966.-197с.

2. Инструкция по технологии глубокопроникающего ГРП. -М.: ВНИИ, 1989.- 52с.

3. Качмар Ю.Д. До визначення тисків і витрати рідини при плануванні ГРП // Нефтя­ная и газовая промышленность. 1991. №2.- С. 25-27.

4. Константинов С.В.,Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом.- М, 1985.-58с. -(Обз. информ./ВНИИОЭНГ; Сер. Нефтепро­мысловое дело).

5. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приеми­стости скважин.- М.: Недра, 1989.- 184с.

6. Кузьмичев Д.Н. Расчет минимального количества агрегатов для гидроразрыва пла­ста // Нефтяное хозяйство.- 1958. №11.- С.35-38.-

7. Максимович Р.К. Гидравлический разрыв нефтяных пластов.- М.: Гостоптехиздат, 1957.-98с.

8. Методическое руководство по освоению и повышению производительности скважин в карбонатных коллекторах.- М.: ВНИИ, 1980.- 240с.

9. Методы защиты от коррозии при кислотних обработках скважин и нефтепромысло­вого оборудования. - М.: ВНИИ, 1980.- 35с.

10. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Под ред. Ш.К.Гиматудинова.- М.: Недра, 1983.- 454с.

11. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти.- М.: Недра, 1983.-510с.

12. Яремийчук Р.С., Качмар Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин.- Л.: Вища шк. 1982.- 201с.

Глава 17

Поиск по сайту: