СПОСОБ ВЫБОРА СКВАЖИН ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ВОЗДЕЙСТВИЕМ РАСТВОРИТЕЛЯ Российский патент 2006 года по МПК E21B37/06 

Описание патента на изобретение RU2268995C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для диагностики отложения асфальтенов в призабойной зоне пласта с целью выбора скважин для обработки углеводородным растворителем.

Выбор скважин для обработки растворителем производится по прогнозу выпадения асфальтенов в призабойной зоне пласта (ПЗП).

Известен способ выбора скважин для воздействия на нее растворителем по количественному соотношению асфальтенов и смол в добываемой продукции [1]. В данном способе проводят анализ скважинной продукции на содержание в ней асфальтенов и смол, рассчитывают отношение содержание асфальтенов к содержанию смол. Если значение отношения превышает 0.8, то скважину относят к скважинам, осложненным выпадением асфальтенов. Этот способ основан на том, что асфальтены рассматриваются как частицы суспензии, пептизированные смолами, т.е. адсорбированные молекулы смолы стабилизируют частицы асфальтенов. Чем больше смол, тем более стабильный раствор асфальтенов в нефти. Данный способ достаточно прост в исполнении, однако стабильность асфальтенов в нефти зависит не только от содержания смол, но также и от содержания ароматических соединений. Кроме того, данный способ не прогнозирует количество осажденного асфальтена.

Известен способ выбора скважин по прогнозу выпадения асфальтенов, который производится графически согласно зависимости разности пластового давления и давления насыщения от плотности пластовой нефти [2] при различной степени насыщения нефти асфальтенами. Полученные экспериментальным путем кривые разделяют плоскость графика на области стабильности асфальтенов в нефти и области выпадения асфальтенов. Если скважина попадает в область выпадения асфальтенов, то ее относят к скважинам, осложненным выпадением асфальтенов. Недостатком данного способа является отсутствие количественной оценки отложений асфальтенов.

Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности является способ согласно работе [3], в которой можно провести выбор скважины исходя из стабильности асфальтенов в нефти, описываемой с помощью теории Флори-Хаггинса. На основании теории Флори-Хаггинса химический потенциал (μ) асфальтенов можно записать как:

где μ0 - стандартный химический потенциал, Vi, Фi, и δi, парциальный молярный объем, объем фазы и параметр солюбилизации асфальтенов соответственно, индекс Vm и δm парциальный молярный объем и параметр солюбилизации поверхностной нефти, парциальный молярный объем и параметр солюбилизации определяются из следующего уравнения состояния:

где ΔH -теплота испарения при постоянной температуре.

Если , то асфальтены стабильны в нефти,

если , то происходит выпадение асфальтенов.

Недостатком прототипа является недостаточная эффективность из-за отсутствия количественной оценки выпадения асфальтенов.

Решаемая предлагаемым изобретением задача состоит в повышении эффективности выбора скважин и в количественной оценке выпадающих в ПЗП асфальтенов.

Поставленная задача решается тем, что способ выбора скважины для проведения интенсификации воздействием растворителя, включающий определение параметра солюбилизации нефти и прогнозирование выпадения асфальтенов на его основе, отличается тем, что в качестве параметра солюбилизации нефти определяют параметры солюбилизации нефти в пластовых условиях и при давлении насыщения, а также плотность нефти и концентрацию асфальтенов в ней в поверхностных условиях и прогнозирование выпадения асфальтенов проводят по результатам ретроспективного анализа характера зависимости реального дебита скважины по нефти от времени эксплуатации скважины путем сравнения этой зависимости с аналогичной зависимостью расчетного - при условии выпадения асфальтенов - дебита скважины по нефти от времени эксплуатации скважины, при этом расчетный дебит определяют по величине изменения объема призабойной зоны, определяемой в свою очередь количеством выпавших асфальтенов, рассчитанных по формуле

где: qасф - количество асфальтенов, кг/сут;

Хуст - концентрация асфальтенов в пробах поверхностной нефти, мас. доли;

G0 - дебит скважины по нефти в начальный момент времени, м3/сут;

ρуст - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3;

δпл - параметр солюбилизации нефти в пластовых условиях;

δнас - параметр солюбилизации нефти при давлении насыщения;

0,1 - коэффициент, показывающий, что не все количество асфальтенов откладывается в ПЗП, большая часть асфальтенов выносится вместе с потоком пластовой жидкости на поверхность.

В предлагаемом способе задача решается установлением связи плотности нефти с содержанием в ней асфальтенов. Согласно работе [4], концентрация асфальтенов в нефти зависит от давления; и наименьшая растворяющая способность нефти, характеризуемая параметром солюбилизации, соответствует давлению насыщения нефти газом (фиг.1).

В пластовых условиях (при давлении Рпл) концентрация асфальтенов в нефти соответствует Хпл. Определяемая концентрация асфальтенов в пробах поверхностной нефти (Хуст) соответствует концентрации при давлении насыщения нефти газом (Рн), то есть в условиях наименьшей растворяющей способности нефти.

Аналогично плотность нефти зависит от давления, и наименьшее ее значение также наблюдается при давлении насыщения нефти [5].

Исходя из вышесказанного, можно сопоставить содержание асфальтенов нефти с ее плотностью. Следовательно, концентрация асфальтенов в пластовых условиях (Хпл) соответствует плотности нефти в пластовых условиях (ρпл), а концентрация асфальтенов в пробах поверхностной нефти (Хуст) соответствует плотности при давлении насыщения (ρнас):

Хустнас

Хплпл

тогда:

Разность между концентрацией асфальтенов в пластовых условиях и в пробах поверхностной нефти (ΔХ) можно записать следующим образом:

Связь плотности нефти как в пластовых условия (ρпл), так и при давлении насыщения (ρнас) (в обоих случаях плотность выражена в г/мл) с параметрами солюбилизации при тех же условиях (δпл - параметр солюбилизации нефти в пластовых условия, δнас - параметр солюбилизации нефти при давлении насыщения) описано, например, в работе [2] уравнениями:

где δгептан - параметр солюбилизации гептана = 15,1 МПа1/2.

В этом случае уравнение (4) можно записать следующим образом:

Количество асфальтенов, выпадающих в ПЗП в сутки, можно определить, умножив разность между концентрацией асфальтенов в пластовых условиях и в пробах поверхностной нефти на массу добываемой из скважины нефти (mн). Тогда имеем следующее уравнение:

где: qасф - количество асфальтенов, кг/сут;

mн - масса добываемой нефти, кг/сут;

Хуст -концентрация асфальтенов в пробах поверхностной нефти, мас. доли;

G0 - дебит скважины по нефти в начальный момент времени, м3/сут;

ρуст - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3;

0,1 - коэффициент, показывающий, что не все количество асфальтенов откладывается в ПЗП, большая часть асфальтенов выносится вместе с потоком пластовой жидкости на поверхность [6].

Параметр солюбилизации для пластовой нефти и нефти при давлении насыщения можно рассчитать или по показателю преломления нефти [7] или по плотности нефти согласно работе [2].

Расчет плотности нефти при давлении насыщения и в пластовых условиях можно проводить по известным корреляциям, например [5].

Необходимым для выбора скважин под обработку является расчет изменения дебитов добывающих скважин во времени. Расчет проводят следующим образом. Сначала рассчитывается объем ПЗП () по формуле:

где h - мощность пласта;

S - площадь ПЗП;

π - 3,14;

rобщий - радиус общий (радиус колонны и радиус ПЗП);

rкол - радиус колонны.

Далее по формуле (6) рассчитывается количество асфальтенов, которое образуется в ПЗП при данном дебите скважины по нефти. Уменьшение призабойной зоны во времени, при отложении в ней асфальтенов, будет происходить согласно следующему уравнению:

где Vпзп - объем призабойной зоны пласта в момент времени t,

ρасф - плотность асфальтенов, 1200 кг/м3.

Выразив из уравнения (8) время, имеем следующее выражение:

Предположим, что количество асфальтенов, откладывающихся в ПЗП, остается постоянным, т.е. qасф - const, а изменяется только соотношение , тогда данное выражение позволяет определить время уменьшения призабойной зоны пласта в зависимости от соотношения .

Уменьшение ПЗП приводит к уменьшению притока нефти в скважину и, соответственно, к уменьшению дебита скважины. Следовательно, можно сопоставить дебит с объемом ПЗП. Дебит скважины по нефти в начальный момент времени (G0) соответствует объему ПЗП , а дебит скважины по нефти при выпадении асфальтенов (G) соответствует Vпзп.

G0-

G-Vпзп

Отсюда имеем уравнение:

Таким образом, при разных значениях соотношения получаются разные значения t и G, т.е. набору соответствует набор значений t и G. По полученным данным строим график зависимости дебита (G) от времени (t).

Полученный график зависимости расчетного дебита от времени сравнивается с изменением реального дебита скважины от времени. В случае совпадения расчетного дебита и реального такую скважину можно отнести к скважинам, осложненным выпадением асфальтенов.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. На основе ретроспективного анализа строят зависимость реального дебита скважины по нефти от времени эксплуатации скважины

2. Строят зависимость расчетного - при условии выпадения асфальтенов - дебита скважины по нефти от времени эксплуатации скважины, для чего:

2.1 - определяют плотность нефти в поверхностных условиях;

2.2 - определяют концентрацию асфальтенов в пробе поверхностной нефти;

2.3 - по формуле (6) рассчитывают количество асфальтенов, выпадающих в ПЗП;

2.4 - по формуле (7) рассчитывают объем призабойной зоны ();

2.5 - по формулам (10) и (9) рассчитывают дебит скважины по нефти в момент времени t при разных значениях соотношения .

3. Сравнивают график зависимости расчетного дебита скважины по нефти от времени с графиком зависимости реального дебита скважины по нефти от времени.

В случае совпадения графиков скважину относят к скважинам, осложненным выпадением асфальтенов.

Сущность заявляемого способа подтверждается следующим примером.

Характеристики работы нефтяной скважины, а также добываемой ею продукции приведены в таблице 1.

Таблица 1.Дебит скважины по нефти в начальный момент времени, кг/сут50810Концентрация асфальтенов в пробах поверхностной нефти, мас. доли0,0142Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см30,880Плотность нефти в пластовых условиях, г/см30,791Параметр солюбилизации нефти в пластовых условиях, МПа1/2*16,58Плотность нефти при давлении насыщения, г/см30,773Параметр солюбилизации нефти при давлении насыщения, МПа1/2*16,2Мощность пласта, м22,4Радиус общий, м0,373Радиус колонны, м0,073* - рассчитаны по плотности нефти, согласно работе [2].

По уравнению (6) рассчитываем количество асфальтенов, откладывающихся в ПЗП при дебите скважины по нефти 50,81 т/сут, предполагая, что в ПЗП откладывается 10% от всей массы асфальтенов (а=10):

Объем ПЗП найдем по формуле (7):

По формулам (10) и (9) рассчитаем дебит скважины по нефти в момент времени t при разных значениях соотношения (таблица 2).

Таблица 2.t, сутДатаG - расчетный дебит скважины по нефти, т/сутРеальный дебит скважины по нефти, т/сут10Март 200050,8150,810.9525Август 200145,7345,430.81051Январь 200340,6540,80.71576Июнь 200435,570.62101Декабрь 200530,490.52626Май 200725,41

Результат расчета в графическом виде представлен на фиг.2.

Аналогично были рассчитаны изменения дебитов скважин ЦДНГ - 2 «Ямашнефть» №222 и 226.

Указанные скважины были обработаны композицией органических растворителей. Эффективность воздействия оценивалась путем сравнения фильтрационных характеристик скважины, полученных в результате гидродинамических исследований, проведенных до и после обработки призабойной зоны комплексным растворителем. Результаты представлены в таблице 3.

Таблица 3.
Оценка эффективности ОПЗ.
№ скважиныТангенс угла наклона касательной КВДГидропроводность, 10-2, мкм2 м/мПа сКоэффициент продуктивности, м3/сут МПаДоПослеДоПослеДоПосле22611,99,50,370,440,460,562229,46,70,651,211,292,10

Из приведенных результатов видно, что обработка углеводородным растворителем выбранных по данной методике скважин привела к улучшению фильтрационных характеристик скважин. Это свидетельствует о правильности предлагаемого способа выбора скважин - кандидатов.

Использованные источники

1. K.J.Leontaritis, Asphaltene deposition: a comprehensive description of problem manifestations and modeling approaches, in: Proceedings of the SPE Production Operations Symposium, Oklahoma City, Vol.13/14, USA, March 1989, pp.599-609.

2. de Boer, R.B., Leerlooyer, K., Eigner, M.R.P., and van Bergen, A.R.D.,: "Screeninig of crude oils for asphalt precepitation: theory, practice, and the selection of inhibitors", SPEPF (February 1995), 55-61.

3. Z. Yang, C.-F.Ma, X.-S.Lin, J.-T.Yang, T.-M.Guo. Fluid Phase Equilibria 157 (1999), 143-158.

4. A.Hirschberg, L.N.J.DeJong, B.A.Schipper, J.G.Meijer, "Influence of temperature and pressure on asphaltene flocculation" SPE J. 24 (1984) 283-293.

5. McCain: Properties of petroleum fluids, 2-nd ed., Pennwell (1990).

6. J.Escobedo, G.A.Mansoori, "Heavy organic deposition and plugging of wells" SPE 23696 (March 8-11, 1992), 349-362.

7. Buckley J.S., Hirasaki G.J., Liy Y., Von Drasek S., Wang J-X., Gill B.S.: Petroleum Science and Teechnology, 1998, 16, 3-4, 251-285.

Похожие патенты RU2268995C1

название год авторы номер документа
Способ освоения сложнопостроенных залежей с низкими пластовыми давлениями и температурой 2019
  • Рябков Иван Иванович
  • Иванец Александр Анатольевич
  • Карлов Александр Михайлович
RU2710050C1
СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ 1992
  • Тищенко Василий Иванович[Ua]
RU2067665C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА, НАСЫЩЕННОГО УГЛЕВОДОРОДАМИ С ОСТАТОЧНОЙ ВЫСОКОМИНЕРАЛИЗОВАННОЙ ПОРОВОЙ ВОДОЙ 2020
  • Рябков Иван Иванович
  • Киселев Константин Владимирович
RU2757456C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ 2005
  • Карев Владимир Иосифович
  • Климов Дмитрий Михайлович
  • Коваленко Юрий Федорович
  • Кулинич Юрий Владимирович
  • Самохвалов Геннадий Васильевич
  • Титоров Максим Юрьевич
RU2285794C1
СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ 2016
  • Вахромеев Андрей Гелиевич
  • Сверкунов Сергей Александрович
  • Ильин Антон Игоревич
  • Горлов Иван Владимирович
RU2630519C1
СПОСОБ ИНТЕНСИФИЦИРУЮЩЕЙ ПРИТОК НЕФТИ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН 1994
  • Латыпов А.Р.
  • Манапов Т.Ф.
  • Баринова Л.Н.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Рязанцев А.Е.
RU2064574C1
СПОСОБ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ИЗМЕНЕНИЯ ДЕБИТА ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН ПРИ РАСПРОСТРАНЕНИИ УПРУГИХ КОЛЕБАНИЙ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА 2020
  • Рябоконь Евгений Павлович
  • Турбаков Михаил Сергеевич
RU2740597C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 1998
  • Гафаров Н.А.
  • Кувандыков И.Ш.
  • Вдовин А.А.
  • Исхаков Р.М.
  • Карнаухов С.М.
RU2159846C2
СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ 1993
  • Шевченко Александр Константинович
RU2066744C1
СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПРИ СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ 1992
  • Тищенко Василий Иванович[Ua]
RU2067663C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 268 995 C1

Реферат патента 2006 года СПОСОБ ВЫБОРА СКВАЖИН ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ВОЗДЕЙСТВИЕМ РАСТВОРИТЕЛЯ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для диагностики отложения асфальтенов в призабойной зоне пласта. Выбор скважин производится по количественному прогнозу выпадения асфальтенов в призабойной зоне пласта. В качестве параметра солюбилизации нефти определяют параметры солюбилизации в пластовых условиях и при давлении насыщения. Прогнозирование выпадения асфальтенов проводят по результатам ретроспективного анализа характера зависимости реального дебита скважины по нефти от времени эксплуатации скважины путем сравнения этой зависимости с аналогичной зависимостью расчетного - при условии выпадения асфальтенов - дебита скважины по нефти. Расчетный дебит определяют по величине изменения объема призабойной зоны, определяемой в свою очередь количеством выпавших асфальтенов, рассчитанных по формуле:

где: qасф - количество асфальтенов, кг/сут; Хуст - концентрация асфальтенов в пробах поверхностной нефти, мас. доли; G0 - дебит скважины по нефти в начальный момент времени, м3/сут; ρуст - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м; δпл - параметр солюбилизации нефти в пластовых условия; δнас - параметр солюбилизации нефти при давлении насыщения; 0,1 - коэффициент. Повышается эффективность. 3 табл., 2 ил.

Формула изобретения RU 2 268 995 C1

Способ выбора скважин для проведения, интенсификации воздействием растворителя, включающий определение параметра солюбилизации нефти и прогнозирование выпадения асфальтенов на его основе, отличающийся тем, что в качестве параметра солюбилизации нефти определяют параметры солюбилизации нефти в пластовых условиях и при давлении насыщения, а также плотность нефти и концентрацию асфальтенов в ней в поверхностных условиях и прогнозирование выпадения асфальтенов проводят по результатам ретроспективного анализа характера зависимости реального дебита скважины по нефти от времени эксплуатации скважины путем сравнения этой зависимости с аналогичной зависимостью расчетного - при условии выпадения асфальтенов - дебита скважины по нефти от времени эксплуатации скважины, при этом расчетный дебит определяют по величине изменения объема призабойной зоны, определяемой, в свою очередь, количеством выпавших асфальтенов, рассчитанных по формуле

где qасф - количество асфальтенов, кг/сут;

Хуст - концентрация асфальтенов в пробах поверхностной нефти, мас.ч.;

G0 - дебит скважины по нефти в начальный момент времени, м3/сут;

ρуст - плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3;

δпл - параметр солюбилизации нефти в пластовых условиях;

δнас - параметр солюбилизации нефти при давлении насыщения;

0,1 - коэффициент.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2006 года RU2268995C1

Z.YANG, C.-F.MA, X.-S.LIN, J.-T.YANG, T.-M.GUO Fluid Phase Equilibria 157 (1999), 143-158.RU 2158354 C1, 27.10.2000.SU 1717798 A1, 07.03.1992.US 5052491 A, 01.10.1991.

RU 2 268 995 C1

Авторы

Смыков Виктор Васильевич

Халимов Рустам Хамисович

Волошин Александр Иосифович

Ганиев Ильгиз Маратович

Телин Алексей Герольдович

Вахитов Мидхат Файзурахманович

Смыков Юрий Викторович

Даты

2006-01-27Публикация

2004-08-11Подача