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

 

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, V_i, Ф_i, и δ_i, парциальный молярный объем, объем фазы и параметр солюбилизации асфальтенов соответственно, индекс V_m и δ_m 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: q_асф - количество асфальтенов, кг/сут;

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

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

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

δ_пл - параметр солюбилизации нефти в пластовых условиях;

δ_нас - 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 Р_пл) концентрация асфальтенов в нефти соответствует Х_пл. Определяемая концентрация асфальтенов в пробах поверхностной нефти (Х_уст) соответствует концентрации при давлении насыщения нефти газом (Р_н), 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 (Х_пл) соответствует плотности нефти в пластовых условиях (ρ_пл), а концентрация асфальтенов в пробах поверхностной нефти (Х_уст) соответствует плотности при давлении насыщения (ρ_нас):

Х_уст-ρ_нас

Х_пл-ρ_пл

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 (ρ_пл), так и при давлении насыщения (ρ_нас) (в обоих случаях плотность выражена в г/мл) с параметрами солюбилизации при тех же условиях (δ_пл - параметр солюбилизации нефти в пластовых условия, δ_нас - параметр солюбилизации нефти при давлении насыщения) описано, например, в работе [2] уравнениями:

где δ_гептан - параметр солюбилизации гептана = 15,1 МПа^1/2.

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 (m_н). Тогда имеем следующее уравнение:

где: q_асф - количество асфальтенов, кг/сут;

m_н - масса добываемой нефти, кг/сут;

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

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

ρ_уст - 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;

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

r_кол - 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 V_пзп - объем призабойной зоны пласта в момент времени t,

ρ_асф - плотность асфальтенов, 1200 кг/м³.

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

Предположим, что количество асфальтенов, откладывающихся в ПЗП, остается постоянным, т.е. q_асф - 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 V_пзп.

G₀-

G-V_пзп

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/сут	50810
Концентрация асфальтенов в пробах поверхностной нефти, мас. доли	0,0142
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3	0,880
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	0,791
Параметр солюбилизации нефти в пластовых условиях, МПа1/2*	16,58
Плотность нефти при давлении насыщения, г/см3	0,773
Параметр солюбилизации нефти при давлении насыщения, МПа1/2*	16,2
Мощность пласта, м	22,4
Радиус общий, м	0,373
Радиус колонны, м	0,073
* - 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, сут	Дата	G - расчетный дебит скважины по нефти, т/сут	Реальный дебит скважины по нефти, т/сут
1	0	Март 2000	50,81	50,81
0.9	525	Август 2001	45,73	45,43
0.8	1051	Январь 2003	40,65	40,8
0.7	1576	Июнь 2004	35,57
0.6	2101	Декабрь 2005	30,49
0.5	2626	Май 2007	25,41

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.
№ скважины	Тангенс угла наклона касательной КВД	Гидропроводность, 10-2, мкм2 м/мПа с	Коэффициент продуктивности, м3/сут МПа
До	После	До	После	До	После
226	11,9	9,5	0,37	0,44	0,46	0,56
222	9,4	6,7	0,65	1,21	1,29	2,10

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.

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 q_асф - количество асфальтенов, кг/сут;

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

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

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

δ_пл - параметр солюбилизации нефти в пластовых условиях;

δ_нас - параметр солюбилизации нефти при давлении насыщения;

0,1 - коэффициент.