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 Hm (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
| Родовища | Горизонт | Парафін, %мас. | Смоли силікагелеві, %мас. | Механічні домішки, %мас. | Температура плавлення па-раф„°С |
| Глинсько-Розбишівське | В-27 | 7,44 | 0,5 | ||
| В-30 | 6,95 | _ | _ | ||
| Монастирищенське | В-30 | 13,05 | 8,4 | - | |
| Кочанівське | В-23 | 9,3 | 0,3 | ||
| В-24 | 11,4 | 6,1 | - | ||
| В-27 | 5,68 | 14,0 | - | ||
| Артюхівське | 11,0 | 3,2 | _ | ||
| Рибальське | 11,78 | 4,42 | 0,5 | 53,2 | |
| В.Бубнівське | В-26 | 6,34 | 5,65 | - | |
| Скороходівське | 11,73 | 8,61 | - | ||
| Гніденцівське | 7,8 | 11,8 | 0,5 | ||
| Леляківське | 5,02 | 8,25 | - | ||
| Битківське | 10,14 | 7,58 | - | 52,4 | |
| Довбушанське | 13,07 | 4,71 | - | 51,5 | |
| Гвіздецьке | 9,09 | 5,05 | - | 52,0 | |
| Луквинське | 11,5 | 3,48 | 0,3 | 52,8 | |
| Спаське | 10,81 | 3,81 | - | 51,4 | |
| Струтинське | 11,15 | 5,85 | - | 50,0 | |
| Старо-Самбірське | 11,78 | 4,42 | _ | 53,0 |
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
| Реагент | Густина, кг/мл | Температура, °С | В'язкість при 20 °С, мПа-с | Розчинність | Токсичність | ||
| застигання | кипіння | вода | вуглеводні | ||||
| Поліакриламід (ПАА, ПААРК, ЧГА, РДА-1020) | 1002-1120 | розч. | не розч. | Малотоксичний IV кл. за ГОСТ 12.1007-76 | |||
| Диспергування АСПР | |||||||
| Реагенти типу СПНХ | |||||||
| СНПХ-7200 СНПХ-7204 | 948-962 | -43, -59 | 140-170 | 13,8-23,7 | емульсія | розч. | Малотоксичні |
| СНПХ-7214ПБ | м.Па.с | ||||||
| СНПХ-7215ПТ | |||||||
| СНПХ-7401 | |||||||
| ІПС-1 | -50 | 75-117 | 20-25 г/л | розч. | Малотоксичні | ||
| Розчинники | |||||||
| Толуол | -95 | 0,59 | не розч. | розч. | II кл. небезпечності | ||
| Бензол | 0,7 | не розч. | розч. | II кл. небезпечності | |||
| Бензин газовий | 0,81 | не розч. | розч. | Малотоксичний | |||
| Газовий конденсат | 0,87 | не розч. | розч. | ||||
| Диметилфор-мамід (ДМФА) | -61 | 0,93 | розч. | не розч. | |||
| Трихлоретилен | -73 | 0,63 | не розч. | розч. | |||
| Бутилен-зольна фракція (ББФо) | -90 | ІД | не розч. | розч. | II кл. небезпечності |
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
Газові свердловини