Моделирование разрушения АСПО для условий скважин

Нефти основных месторождений АО Юганскнефтегаз обладают типичными свойствами структурированных жидкостей, что подтверждается нелинейной зависимостью эффективной вязкости дегазированных нефтей пласта БС10 от скорости сдвига. Структурирование характерно в особенности при пониженных температурах (20 - 40° С), что реализуется также при замене скважинной жидкости на жидкость глушения при ремонтных работах. Моделирование в лабораторных условиях процесса появления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в НКТ и ПЗП показало, что изменение температуры и давления приводит к нарушению термодинамического равновесия, существующего в пластовой системе.

Накопленный опыт пуска скважин в эксплуатацию после проведения подземного ремонта показал, что серьезные осложнения связаны также с образованием высоковязких водонефтяных эмульсий в ПЗП и стволе скважины. Такая проблема особенно остро стоит, например, на Средне-Балыкском, Петелинском и Мало-Балыкском месторождениях, где после ремонтных работ часто наблюдается появление  неподвижных  водонефтяных эмульсий.

Поэтому принято считать, что снижение продуктивности добывающих скважин связано со следующими четырьмя причинами, которые проявляются комплексно:

¨      уменьшением фазовой проницаемости для нефти с ростом водонасыщенности;

¨      фильтрацией воды и рассолов при глушении скважин для ремонта;

¨      образованием АСПО при понижении температуры и давления;

¨      структурированием нефти и образованием в ПЗП скважин высоковязких водонефтяных эмульсий.

Исследование вышеуказанных причин в отдельности, а затем соединение в комплексные комбинированные технологии является одним из условий успешного решения и выбора эффективных технологий разрушения АСПО в ПЗП и сопутствующих осложняющих факторов притока нефти. Суть отличий лабораторных опытов состоит в следующем.

На первом этапе лабораторных экспериментов, моделирующих температурный режим ПЗП, определялась сравнительная оценка растворяющей способности ряда реагентов на примере образца АСПО для пласта БС10 Усть-Балыкского месторождения. Опыты проводили при двух температурах: 70° С - пластовая температура основных месторождений АО Юганскнефтегаз, 30° С - температура прискважинной зоны, охлажденной за счет жидкости глушения или нагнетания воды. В качестве растворителей испытаны нефтяные растворители, отличающиеся химическим составом, пределами выкипания и являющиеся доступными многотоннажными продуктами нефтепереработки. Характеристика растворителей и их растворяющая активность по отношению к АСПО приведены в таблице 6, из которой следует, что растворяющая способность нефтяных растворителей по отношению к АСПО растет по мере повышения содержания ароматических углеводородов.

Так, низкокипящие растворители: газовый бензин и гексановая фракция, практически не содержащие ароматические углеводороды,  -  значительно уступают по растворяющей активности более высококипящим прямогонным фракциям, массовым содержанием ароматических углеводородов от 5 до 25% (нефрас С3 70/150, нефрас С4 130/350). Однако, обращает на себя внимание тот факт, что

Таблица 6

Характеристика и растворяющая активность нефтяных растворителей

по отношению к АСПО Усть-Балыкского месторождения

нефрас C5 150/330, представляющий собой смесь жидких парафинов нормального строения и ароматических углеводородов С10, несколько уступает по активности депарафинированной прямогонной фракции с меньшим содержанием ароматических углеводородов, что указывает на низкую растворяющую активность парафиновых углеводородов нормального строения. Наиболее активными являются концентраты ароматических углеводородов Сд и do, получаемые каталитическим риформингом бензиновых фракций. Изученные растворители по снижению растворяющей активности располагаются в ряд: нефрас А 120/200>нефрас А 150/330>нефрас C4 130/350>нефрас С5 150/330>толуольная фракция>нефрас С3 70/150>гексановая фракция>газовый бензин.

Второй этап лабораторных экспериментов включал исследования отмывающих характеристик растворителей в модельных условиях призабойной зоны пласта скважин. Суть экспериментов заключается в следующем. В насыпную модель пористой среды наносят АСПО в виде бензольного раствора с последующим выпариванием бензола с помощью вакуумного насоса и осуществляют отмыв АСПО растворителем. Эффективность удаления АСПО из пористой среды определяется по снижению их массы при воздействии растворителем. Поскольку одним из наиболее существенных факторов, влияющих на эффективность действия растворителей является флюидонасыщенность пористой среды, все опыты проводили с начальной (37,5% для пласта БС10) и предельной водонасыщенностью. Для создания начальной (связанной) водонасыщенности через пористую среду пропускались пары воды до указанной степени водонасыщения, а предельная водонасыщенность достигалась путем пропускания через модель трех поровых объемов воды. Опыты проводились при температурах 30 и 70° С. Процесс отмывки велся до достижения постоянной массы отмытого осадка (после упаривания растворителя). Подробное описание методики экспериментов приведено в ранее опубликованных работах.

В таблице 7 приведены результаты экспериментов по оценке эффективности удаления АСПО из водонасыщенной модели пласта БС10. Видно, что существенное влияние на степень удаления отложений оказывает водонасыщенность пористой среды: повышение последней снижает эффективность удаления АСПО. Как и в случае проведения опытов в свободном объеме, в пористой среде более эффективны высококипящие нефрасы с высоким содержанием ароматических углеводородов. Эффективность воздействия на АСПО газового бензина и гексановой фракции следует признать неудовлетворительной, в особенности при высокой водонасыщенности пористой среды и низкой температуре.

Таблица 7

Эффективность удаления АСПО из модели пласта БС10

Таким образом, проведенные исследования показывают, что степень отмыва АСПО углеводородными растворителями является функцией водонасыщенности пористой среды, природы растворителя и температуры. Важно также подчеркнуть, что при применении растворителей необходимо добиться воздействия растворителя не только на НКТ и забой скважины, но и на призабойную зону продуктивного пласта.

Третий этап лабораторных исследований связан с разработкой технологии разрушения высоковязких водонефтяных эмульсий, образующихся как правило после глушения скважин при ремонте растворами солей кальция. .Для исследования была отобрана эмульсия типа вода в нефти со скв. 429 Южно-Балыкского месторождения (пласт БС10, образованная после глушения кальциевой селитрой. Массовое содержание в эмульсии, %: воды - 62; мехпримесей - 6,74; остальное - нефть. Массовое содержание в нефтяной части эмульсии, %: асфальтенов - 5,17; смол - 23,24; парафинов - 1,51. По массе химический состав мехпримесей на 99,8% представлен карбонатом кальция - мехпримеси полностью растворяются в соляной кислоте.

Лабораторными экспериментами было выявлено, что для полного разрушения такой эмульсии растворителями необходимо их расход увеличить в несколько раз по отношению к объему эмульсий. В связи с этим растворители испытывались с добавками деэмульгаторов, применяемых на установках подготовки нефти. В таблице 8 приведены данные по зависимости эффективной вязкости эмульсии от скорости сдвига при добавлении 0,5 % деэмульгатора реапон 4В в нефрас А 150/330.

Из данных таблицы 8 видно, что обработка эмульсии небольшим количеством нефраса (1 - 5%) с добавлением 0,5% деэмульгатора реапон 4В в сотни раз снижает эффективную вязкость эмульсии.

Таблица 8.

Влияние добавок 0,5% реапона 4В в нефрас А 150/330

на эффективную вязкость водонефтяной эмульсии (80° С)

Для сравнительной оценки эффективности действия деэмульгаторов различных марок на эмульсии были проведены фильтрационные эксперименты на единичных кернах Южно-Балыкского месторождения. Опыты проведены на экспресс-установке, позволяющей определить проницаемость пористой среды по воде и по нефти, а также оценить эффективность действия химреагентов на вытеснение нефти и изменение кол-лекторских свойств модели пласта. Вначале определялась исходная проницаемость керна по нефти K1, затем через керн фильтровалась вода до полного заводнения (до постоянного коэффициента вытеснения нефти) и в керн закачивалась 0,1 объема пор эмульсии. После закачки эмульсии определялась проницаемость по нефти К2. Для разрушения эмульсии и восстановления проницаемости пористой среды закачивался состав, состоящий из нефраса А 150/330 с добавкой 0,5% деэмульгатора.

После воздействия исходным составом композиции химреагентов определялась проницаемость по нефти К3. Результаты опытов приведены в таблице 9, из которой следует, что попадание водонефтяных эмульсий резко снижает фазовую проницаемость пористой среды по нефти. Воздействие составами на основе нефраса с добавками деэмульгаторов позволяет в значительной степени восстановить фазовую проницаемость.

Таблица 9

Восстановление фазовой проницаемости пористых сред по нефти

воздействием 0,5%-ми растворами деэмульгаторов в нефрасе С4 - 130/350

Таблица  10.

Технологии-тесты для разрушения АСПО в ПЗП
добывающих и нагнетательных скважин

Примечание. Состав АСПО, %: асфальтены - 24,9; смолы - 64,3; парафины  - 10,8,  -  получен после удаления воды и мехпримесей из нефти Радаевского месторождения.

Сравнение эффективности деэмульгаторов различных марок показывает, что наиболее эффективным для пласта БСю является реапон 4В, позволяющий достичь степени восстановления проницаемости по нефти на 76,1%.

Проведенный комплекс лабораторных исследований позволяет разработать оптимальную технологию воздействия на ПЗП, определить нормы расхода реагентов и время реакции, необходимое для восстановления фильтрационных характеристик ПЗП скважин для реальных условий. ВНИИЦ Нефтегазтехнология АО   Юганскнефтегаз   разработал   технологии-тесты (табл. 10) для испытания в лабораторных условиях и адаптации к конкретным залежам и месторождениям.