Анализ результатов опытно-промышленных испытаний реагента-растворителя на Стреловском месторождении высоковязкой нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Анализ результатов опытно-промышленных испытаний реагента-растворителя на Стреловском месторождении высоковязкой нефти

Зиновьев А.М., Бормонтов А.А.

В работе представлены результаты проведенных лабораторных и промысловых испытаний специально подобранного реагента-растворителя для борьбы с осложнениями при добыче высоковязкой нефти Стреловского месторождения. Выполнен анализ возникающих проблем при подъеме скважинной жидкости электроцентробежным насосом, поставлены задачи для их решения путем разработки промысловой химии. Проведены лабораторные исследования реологических свойств устьевой пробы высоковязкой нефти, изучен химический состав. На основе полученной информации подобран наиболее эффективный реагент-растворитель для понижения вязкости добываемой продукции. Проведены опытно-промышленные испытания, выполнен анализ результатов и определены дальнейшие направления совершенствования состава.

Ключевые слова: высоковязкая нефть, растворитель, вязкость, добыча, электроцентробежный насос.

The paper presents the results of laboratory and field trials of a specially selected solvent reagent to combat the complications in the production of high-viscosity oil from the Strelovskoe deposit. The analysis of arising problems at rise of a borehole liquid by the electric centrifugal pump is executed; goals for their decision by development of field chemistry are put. Laboratory investigations of the rheological properties of the wellhead sample of high-viscosity oil have been carried out; the chemical composition has been studied. On the basis of the obtained information, the most effective solvent reagent is chosen to reduce the viscosity of the produced products. Pilot-industrial tests were carried out, the analysis of the results was carried out and further directions for improving the composition were determined.

Keywords: high viscosity oil, solvent, viscosity, extraction, electric centrifugal pump.

На сегодняшний день в старых нефтегазоносных провинциях происходит стремительное истощение запасов легких маловязких нефтей, что вынуждает недропользователей вводить в разработку месторождения с нетрадиционными и трудноизвлекаемыми запасами углеводородов. К ним относят высоковязкие нефти (ВВН) и нефти низкопроницаемых коллекторов. Развитая инфраструктура, наличие квалифицированных кадров в нефтедобывающих регионах позволяют вводить в разработку все более сложные объекты [11, С. 5], [12, С. 234], [13, С. 7], [14, С. 5], [15, С. 25], [16, С. 14]. Тяжелые высоковязкие нефти и природные битумы составляют значительную долю от общих геологических запасов углеводородного сырья. По данным ФГУП «ВНИГРИ», доля тяжелых нефтей в запасах Европейской части России увеличилась с 25 до 29% [1, С. 2]. При этом большая часть запасов категории АВС1 находится в регионах Урало-Поволжской нефтегазоносной провинции. Суммарные запасы высоковязких нефтей возросли более чем на 300 млн. тонн, а суммарная добыча возросла более чем на 3 млн. тонн [1, С. 6]. Самарская область обладает значительными запасами высоковязких нефтей (ВВН) и природных битумов. Согласно информации, представленной ФГУП «ВНИГРИ» (2011 год), запасы тяжелых нефтей в Самарской области составляют 7% от всех запасов регионов европейской части России. При этом Самарская область увеличила объем запасов почти в 2 раза с 2006 года. В связи с этим актуальной задачей является повышение эффективности разработки месторождений высоковязкой нефти.

Месторождения ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» на севере Самарской области в большинстве своем представлены месторождениями с высоковязкой нефтью. По данным различных исследователей, динамическая вязкость ВВН Самарской области может достигать сотен и десятков тысяч мПа·с [2, С. 34], [3, С. 100], [4, С. 43], [5, С. 10], [6, С. 53], [8, С.117]. Добыча и транспортировка таких нефтей осложняется рядом факторов [7, С. 68], [8, С. 117]. Высокая вязкость продукции создает значительные перепады давлений как в самом продуктивном пласте, так и при транспортировке ВВН по промысловым трубопроводам, а наличие смол и асфальтенов в дегазированной продукции скважин увеличивает риск образования стойких водонефтяных эмульсий. В процессе подъема флюида на дневную поверхность происходит активная дегазация продукции с нарушением фазового равновесия в нефтяной дисперсной системе, что приводит к образованию твердых органических отложений в насосно-компрессорных трубах, промысловых трубопроводах и в аппаратуре подготовки нефти, газа и воды [10, С. 75]. Кроме того, рядом специалистов отмечено неньютоновское поведение ВВН ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» (месторождения Свободное, Стреловское, Юганское, Авралинское, Булатовское и др.) [6, С. 50]. Проведенные исследования доказывают, что нефть, находящаяся в покое длительное время, способна к формированию коагуляционных и коагуляционно-кристаллизационных структур в продуктивном пласте и на забое добывающей скважины, что проявляется в наличии тиксотропных свойств и существенном росте напряжения сдвига разрушения тиксотропной структуры и вязкости, что отмечено в ряде опубликованных работ [6, С. 35].

Вышеперечисленные эффекты приводят к осложнениям при запуске добывающих скважин и необходимости создавать значительный перепад давления в системе «пласт - скважина» для обеспечения притока нефти. Осложнения при добыче ВВН происходят не только в продуктивном пласте, но и существенно отражаются на режиме работы оборудования для добычи. Для повышения эффективности работы механизированного фонда скважин на таких объектах применяют физические и химические способы борьбы с осложнениями. К химическим относится применение растворителей, деэмульгаторов, ингибиторов асфальтеносмолопарафиновых отложений и др. [9, С. 165]. К физическим способам относят применение греющих кабелей, скребков, пропаривание и промывка скважин и другие методы удаления отложений с насосного оборудования и внутренней поверхности насосно-компрессорных труб и промысловых трубопроводов.

Целью данной работы является оценка возможности применения реагентов-растворителей при добыче высоковязких нефтей и природных битумов на примере проведенных опытно-промышленных испытаний разработанного ООО «Акрибия Лаб» реагента-растворителя. Испытания проведены совместно ООО «Акрибия Лаб» и ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» в июне 2017 года.

Основные задачи проведения испытаний были следующими: снижение вязкости ВВН, отсутствие роста давления в выкидной линии от скважины до замерной установки, снижение линейного давления выкидной линии относительно показателей до начала испытаний, обеспечение бесперебойной работы установки электрического центробежного насоса.

Нефть скважины №5 Стреловского месторождения (пласт Б2) обладает аномально высокой вязкостью, что вызывает резкий рост линейного давления в выкидной линии и приводит к работе скважины в периодическом режиме и негативно отражается на показателях добычи. Газовый фактор незначительный, при однократном разгазировании 5 - 7 м3/тонну, плотность нефти при 20°С составляет 0,960 г/см3, содержание серы - 4% масс., смол - 10,5%, асфальтенов - 6,5%, парафинов - 4,3%. Пластовая температура 26 °С. Измеренная динамическая вязкость пробы нефти в пластовых условиях составила 597,6 мПа·с. Реологические исследования сырой дегазированной пробы нефти, проведенные ООО «Акрибия Лаб», показали значение динамической вязкости 8511,2 мПа·с при 20 °С и 3973,4 мПа·с при 30 С.

Диаметр выкидного трубопровода составляет 114 мм, однако этого может быть недостаточно ввиду замешивания высоковязкой эмульсии в трубе, поскольку давление в линии может составлять от 59 атм и до резкого повышения до 400 атм. При проведении гидравлического расчета на диаметр 159 или 168 мм давление существенно снижается до 5 атм. Также стоит отметить возможность образования органических отложений, особенно в холодное время года, что может приводить к уменьшению реального проходного сечения трубопровода.

Реагент-растворитель «Акрис» был разработан для применения его при добыче и транспортировке высоковязких нефтей и природных битумов с целью снижения вязкости, борьбы с проявлением тиксотропных свойств нефти. В состав реагента входят ароматические растворители и поверхностно-активные вещества, позволяющие эффективно снижать вязкость нефти за счет растворения смол и асфальтенов.

Опытно-промышленные испытания проводились на скважине №5 Стреловского месторождения, оборудованной установкой дозирования химических реагентов на прием электроцентробежного насоса. Скважина также оборудована системой телеметрии, позволяющей отслеживать параметры работы. Дозирование реагента производилось в объеме 2% от суточной добычи скважины по нефти. Испытания проводились с привлечением финансирования, полученного при участии компании ООО «Акрибия Лаб» в Конкурсе инновационных проектов «Формула успеха».

Рис. 1 - Схема подачи реагента на прием УЭЦН: 1 - Дозирующая установка; 2 - наземный трубопровод; 3 - устройство ввода через боковой отвод фонтанной арматуры типа АФК; 4 -устройство ввода через кабельный ввод фонтанной арматуры типа АФК; 5 -питающий кабель УЭЦН; 6 - скважинный капиллярный трубопровод; 7 - клапан-распылитель

В таблице 1 представлены результаты изучения реологических свойств нефти. Отбор устьевых проб проводился 2 раза в сутки с обязательным присутствием специалистов компаний ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» и ООО «Акрибия Лаб».

Таблица 1 - Результаты изучения устьевых проб высоковязкой нефти, отобранных при ОПИ

Как видно из таблицы, представительными по данному испытанию возможно считать пробы 3 - 9. Установленное среднее значение вязкости нефти при дозировании реагента: 2941 мПа·с при 20 °С и 1985,9 мПа·с при 30 °С. В среднем реагент-растворитель «Акрис» обеспечил снижение вязкости в 3 раза по сравнению с сырой нефтью как при 20 °С, так и при 30 °С. Наилучшим показателем из представительных проб при 20 °С возможно считать снижение вязкости нефти в 4,16 раза по сравнению с сырой нефтью, наихудшим - в 2,13 раза. При 30 °С лучшим результатом возможно считать снижение вязкости нефти в 4,22 раза, наихудшим - в 1,96 раза. На рисунке 2 представлен график зависимости динамической вязкости проб нефти от времени отбора.

Рис. 2 - Динамическая вязкость изученных проб нефти, отобранных на устье добывающей скважины

Однако, в процессе испытаний скважина периодически останавливалась по причине роста давления в выкидной линии, что может быть связано с наличием органических отложений на стенках выкидной линии, это уменьшило эффективный диаметр трубопровода. Ввиду этого не удалось обеспечить условия снижения давления в выкидной линии и, соответственно, бесперебойную работу центробежного насоса. Инженерами ООО «Акрибия Лаб» были сделаны выводы о необходимости заблаговременного заполнения, выдерживания и промывки выкидной линии реагентом-растворителем по согласованию с компанией-оператором. Данный опыт будет принят во внимание при проведении аналогичных мероприятий на скважинах, вскрывших пласты высоковязкой нефти и природного битума. До проведения испытаний выкидная линия была промыта легкой маловязкой нефтью, однако, по-видимому, она обладает слабыми растворяющими и моющими свойствами по отношению к органическим отложениям на стенках промыслового трубопровода.

На основе анализа данных проведенных промысловых работ возможно сделать следующие выводы:

Применение реагентов-растворителей в процессе добычи и транспортировки высоковязкой нефти является целесообразным. При этом, в отличие от тепловых методов, зона влияния не является локальной, то есть реагент-растворитель изменяет реологические свойства высоковязкой нефти на всем пути ее движения по системе добычи, сбора и подготовки продукции.

Разработанный реагент-растворитель показал высокую эффективность как в лабораторных условиях, так и при опытно-промышленных испытаниях на скважине Стреловского месторождения, что дает возможность рекомендовать его к применению на данном объекте.

По итогам испытаний выявлена необходимость качественной промывки выкидной линии для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений. электроцентробежный насос нефть растворитель

Необходимо продолжать поиск и разработку качественных относительно дешевых и эффективных реагентов-растворителей для повышения эффективности добычи высоковязкой нефти и природного битума.

Специалисты компании ООО «Акрибия Лаб» выражают глубокую признательность руководству и специалистам компании АО «РИТЭК» за возможность совместной продуктивной работы.

Список литературы / References

1. Макаревич В.Н. Ресурсный потенциал месторождений тяжелых нефтей европейской части Российской Федерации/В.Н. Макаревич,Н.И. Искрицкая, С.А. Богословский//Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2012. - Т. 7. - № 3. - URL: http://www.ngtp.ru/rub/6/43_2012.pdf (дата обращения: 01.10.2017).

2. Зиновьев А.М. Экспериментальные исследования реологически сложной нефти месторождений Самарской области (Россия)/А.М. Зиновьев, В.А. Ольховская, И.В. Ильин//Нефтепромысловое дело.- 2017. - № 2. - С. 31-38.

3. Ольховская В. А. Подземная гидромеханика. Фильтрация неньютоновской нефти. - 2011.

4. Зиновьев А.М. Обоснование аналитической модели псевдоустановившегося притока нелинейно вязкопластичной нефти к вертикальной скважине/А.М. Зиновьев, В.А. Ольховская, А.А. Ковалев//Вестник ЦКР Роснедра. - 2013. - № 2. - С. 40-45.

5. Зиновьев А.М. Проектирование систем разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием модели неньютоновского течения и результатов исследования скважин на приток/А.М. Зиновьев, В.А. Ольховская, Н.М. Максимкина и др.//Нефтепромысловое дело. - 2013. - № 1. - С. 5-14.

6. Зиновьев А.М. Обоснование режима эксплуатации залежей высоковязкой нефти с использованием модели неньютоновского течения и результатов промыслово-гидродинамических исследований. диссертация … кандидата технических наук: 25.00.17 / минерально-сырьевой ун-т “Горный”. Самара, - 2013.

7. Стручков И.А. Обоснование технологии предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах с использованием поверхностно-активных веществ. диссертация … кандидата технических наук: 25.00.17 / минерально-сырьевой ун-т “Горный”. Самара, - 2016

8. Фарманзаде А.Р. Исследование реологических свойств высоковязкой нефти Печерского месторождения/А.Р. Фарманзаде, Н.А. Карпунин, Н.А. Хромых и др.//Международный научно-исследовательский журнал. - 2016. - № 3-2 (45). - С. 116-119.

9. Хромых Л.Н. Обзор применения растворителей в процессе добычи высоковязкой нефти и природного битума/Л.Н. Хромых, А.Т. Литвин, А.В. Никитин//Международный научно-исследовательский журнал. - 2016. - № 7-4 (49). - С. 163-167.

10. Никитин М.Н. Изучение реологических свойств тяжелой высоковязкой нефти Ярегского месторождения/М.Н. Никитин, П.Д. Гладков, А.В. Колонских и др.//Записки Горного института. - 2012. - Т. 195. - С. 73-77.

11. Butler R. M. et al. A new process (VAPEX) for recovering heavy oils using hot water and hydrocarbon vapour // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1991. - V. 30. - №. 01.

12. Das S. K. et al. Vapex: An efficient process for the recovery of heavy oil and bitumen //SPE journal. - 1998. - V. 3. - №. 03. - P. 232-237.

13. Butler R. M. et al. Improved recovery of heavy oil by VAPEX with widely spaced horizontal injectors and producers // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2000. - V. 39. - №. 01.

14. Das S. K. et al. Effect of asphaltene deposition on the Vapex process: A preliminary investigation using a Hele-Shaw cell //Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1994. - V. 33. - №. 06.

15. Ivory J. et al. Investigation of cyclic solvent injection process for heavy oil recovery //Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2010. - V. 49. - №. 09. - P. 22-33.

16. Nasr T. N. et al. New hybrid steam-solvent processes for the recovery of heavy oil and bitumen //Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. - Society of Petroleum Engineers, 2006.

Размещено на Allbest.ru