Методы предотвращения и борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в условиях Котовского месторождения

Введение 4
1. Геологический раздел 7
1.1. Геолого-физическая характеристика Котовского месторождения 7
1.2. Геологическая модель месторождения 9
1.3. Свойства нефти в пластовых условиях 13
1.4. Физико-химические свойства пластовых флюидов 19
Выводы по геологическому разделу 22
2. Технологический раздел 23
2.1. Краткая характеристика текущего состояния разработки Котовского месторождения 23
2.2. Анализ межремонтного периода осложненного фонда скважин 27
2.3. Описание факторов, влияющих на образование АСПО 28
2.4. Условия и факторы формирования АСПО 30
2.5. Методы предупреждения образования АСПО 32
2.5.1. Использование гладких покрытий 33
2.5.2. Химические методы 34
2.5.3. Физические методы 38
2.6. Методы борьбы с АСПО 39
2.6.1. Тепловые методы 39
2.6.2. Механические методы 40
2.6.3. Химические методы 43
2.7. Изучение скважины 45
2.8. Порядок проведения испытаний 48
2.9. Результаты опытно-промысловых испытаний 50
2.10. Экологическая и промышленная безопасность 54
Выводы по технологическому разделу 57
3. Экономический раздел 60
3.1. Краткое изложение эффективности проектируемого технологического решения 60
3.2. Исходные данные для расчета экономических показателей проекта 60
3.3. Расчет экономических показателей проекта 61
Выводы по экономическому разделу 63
Заключение 64
Список литературы 65

Весь текст будет доступен после покупки

При добыче нефти на большинстве месторождений ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова наблюдается образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутренней поверхности НКТ, уменьшающих поперечное сечение лифтовой колонны и приводящих к снижению ее пропускной способности. Вследствие этого уменьшается текущий дебит скважин, снижается коэффициент продуктивности и, в конечном итоге, коэффициент нефтеотдачи.
Интенсивное образование асфальтосмолопарафиновых отложений может привести к полному перекрытию проходного сечения насосно-компрессорных труб (НКТ), кольцевых каналов в затрубном пространстве, заклиниванию насосного оборудования, что ведет к прекращению работы оборудования в оптимальном режиме или выходу его из строя. Следствием этих неисправностей служат дополнительные затраты на подземный ремонт скважин, потеря добычи нефти и простой фонда скважин. Поэтому выбор способов и эффективность борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями зависит во многом от способов добычи, состава и свойств добываемой продукции. Однако чтобы подобрать наиболее эффективный и экономически целесообразный метод борьбы необходимо знать физико-химические свойства отложения и причины их образования.
В условиях интенсивного отложения АСПО невозможна нормальная эксплуатация скважин без проведения систематических работ по депарафинизации. Наиболее эффективными могут быть технологии с использованием химических реагентов, обладающие высокой растворяющей способностью, которые вызывают разрушение структуры отложений, переводя их в жидкую фазу. Этим обусловлена актуальность настоящего исследования.

Весь текст будет доступен после покупки

Котовское месторождение расположено на территории Каракулинского административного района Удмуртской Республики, в 30 км южнее г. Сарапул (рис.1).
Обзорная схема района работ

Рис.1.

В орографическом отношении площадь работ находится в пределах Сарапульской возвышенности. Территория района работ представляет собой холмистую равнину с перепадом высот от +170 м на водоразделах до +94 м в долинах рек.
Район работ расположен в бассейне реки Кырыкмас, которая является правобережным притоком реки Иж.
В основном, территория района занята сельхозугодиями. Островки леса представлены деревьями смешанных пород. Климат района континентальный, с коротким летом и продолжительной зимой, средняя температура воздуха в январе –14.1оС, в июле +18.2оС. Среднегодовое количество осадков составляет 460 мм, основная часть приходится на осенние и зимние месяцы.
Основу энергетической системы рассматриваемого района составляют действующие ЛЭП-110 кВт от Сарапула и Камбарки, а также ЛЭП-35 кВт от Сарапула на Мостовое и Каракулино. Источником питьевого водоснабжения служат пресные воды верхнепермского водоносного комплекса, водообильность пластов которого изменяется в пределах 0.5–8.4 л/с. Техническое водоснабжение осуществляется за счёт подачи воды из р. Кырыкмас.
В районе работ развита нефтедобывающая промышленность (северо-восточнее площади работ находится Дубровинское, южнее – Новоселкинское месторождения нефти) и сельское хозяйство. На этих производствах занята основная масса населения. В непосредственной близости от участка работ находятся месторождения строительных материалов (известняк, ангидрит, гипс) и каменного угля.
На 01.01.2019 г. разработка месторождения осуществляется в соответствии с действующим проектным документом, добыча нефти осуществляется из подоло-каширо-верейского, визейского и турнейского объектов. По состоянию на 01.01.19 г. на месторождении пробурено 177 скважин, из них в действующем добывающем фонде числится 136 скважин, нагнетательных – 30, бездействующих – две, пьезометрических – одна, в консервации одна, ликвидированных – семь.
Промышленная нефтеносность месторождения установлена в пластах П3+П4 по-дольского горизонта (С2pd), пластах К1, К2, К3/, К3// и К4 каширского горизонта (С2ks), пластах В-0//, В-0/, В-0, В-I, В-II, В-IIIа и В-IIIб верейского горизонта (С2vr) среднего кар-бона; пласты C1-ок и С1аl алексинского горизонта визейского яруса, пласты С-II+ С-III, С-IV, С-V+ С-VI яснополянского надгоризонта визейского яруса (C1v) и пласт C1t кизеловского горизонта турнейского яруса нижнего карбона.
В разработке находятся три объекта: подоло-каширо-верейский, визейский и турнейский. Анализ текущего состояния месторождения проведен на запасы нефти категории А+В1, которые будут поставлены на баланс 01.01.2020 г., по результатам выполненного в 2019 году ПЗ, в объеме:
• Геологические: категория А+В1 – 56520 тыс. т, В2 – 4690 тыс.т;
• Извлекаемые: категория А+В1 – 16306 тыс. т, В2 – 935 тыс.т.
1.2. Геологическая модель месторождения
Цифровая 3D геологическая модель продуктивных пластов выполнена с использованием программного комплекса IRAP RMS 2013.1.4. Исходной информацией послужили данные подсчета запасов, выполненного в 2018 г., структурного, поисково-разведочного, эксплуатационного бурения, ГИС и изучения керна.
Объектами геологического моделирования являются следующие продуктивные отложения: пласты П3 и П4 подольского горизонта; К1, К2, К3', К3'', К4 каширского горизонта; В-0'', В-0', В-0, В-I, В-II, В-IIIа, В-IIIб верейского горизонта, С1оk нерасчлененных веневского, михайловского и С1al алексинского горизонтов окского надгоризонта; С-II+C-III, С-IV, С-(V+VI) визейского терригенного комплекса; С1t турнейского яруса.
Построение структурной модели условно можно разделить на этапы:
1) выбор опорной поверхности;
2) определение уровня ВНК (УПУ);
3) коррекция абсолютных отметок пластопересечений на уровень ВНК (УПУ);
4) выбор размера ячеек по осям XY;
5) построение карт по кровле и подошве пластов с учетом скорректированных абсолютных отметок.
Построение структурной модели проводилось в три этапа.
На первом этапе были созданы опорные модели горизонтов. При этом использовались структурные поверхности отражающих горизонтов, скорректированные в результате переинтерпретации материалов сейсморазведки 3D с учетом новых данных бурения. Для объектов среднего карбона на Котовском месторождении использовались поверхности по отражающим горизонтам ОГ IIв и ОГ IIб, для объектов нижнего карбона – ОГ II и ОГ IIп. Корреляция опорных горизонтов, границ пластов однозначная. На рисунках 2-3 представлены корреляционные схемы.
Схема корреляции пластов верейского горизонта среднего карбона
Рис. 2.
Схема корреляции пластов визейского и турнейского яруса

Рис. 3.
На втором этапе на основе модели опорных горизонтов создавались модели изохор для всех моделируемых пластов. В качестве исходных данных использованы результаты интерпретации материалов ГИС, применялся алгоритм Local-Bspline, радиус интерполяции 1000 м.
Следующим шагом явилось создание детальных моделей горизонтов. В качестве базовых послужили созданные ранее опорные модели горизонтов, в качестве исходных данных - модель изохор и отбивки пластов по скважинам.
При построении структурных поверхностей в трехмерной модели основополагающим элементом является размер выбранной сетки. Для всех пластов поверхности моделировались с использованием сетки 25х25 м при расстоянии между скважинами 150-250 м. Такой размер элементарной ячейки позволяет точно описать геометрию залежи и учесть особенности литологического замещения пород. При построении структурных поверхностей учитывалась также и согласованность залегания, т.е. отсутствие пересечений.
Результаты структурного моделирования приведены на рисунках 4-5.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Альмухаметова Э.М., Габдрахманов Н.Х., Альмухаметов Ф.Ф. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – №1. – 2016. – С. 14-21
2. Антониади Д.Г. Анализ существующих методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями 100 при добыче нефти / Д.Г. Антониади, Н.А. Шостак, О.В. Савенок, Д.М. Пономарев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – Москва, 2011. – №9. – С. 32 – 37.
3. Белов, С.В. Безопасность жизнедеятельности и защита окружающей среды (техносферная безопасность) / С.В. Белов. – 5-е изд., перераб., М.: Издательство Юрайт; ИД Юрайт, 2016. – 702 с.
4. Булатов А.В. Асфальто-смоло-парафиновые отложения и гидратообразования: предупреждение и удаление / А.В. Булатов, Г.В. Кусов, Савенюк. – Краснодар: ООО «Издательский Дом – Юг». Т.1. – 2011. – 348 с.
5. Булчаев Н.Д. Методы борьбы с АСПО в условиях нефтедобычи / Н.Д. Булчаев // The Second European Conferenceon Earth Sciences. – №5. – 2015. С. 56-65.
6. Вяткин К.А. Технология очистки НКТ от асфальто-смоло-парафиновых отложений с последующей утилизацией / Вяткин К.А., Мартюшев Д.А., Лекомцев А.В. // Нефтяное хозяйство. – 2015. - №1.3. – С. 36-38.

Весь текст будет доступен после покупки