Рисунок 9 – Зависимость пенообразующей способности смеси нефтей МСП-7, обработанной DMC D-6 (концентрация 200 мл/м3), c различными ингибиторами АСПО (концентрация 500 мл/м3) от обводненности добываемой продукции
Из рисунков 8 и 9 видно, что комплексный химреагент DMC D-6 + VX 7484 обладает лучшими пенообразующими свойствами. Определена оптимальная концентрация ингибитора АСПО VX 7мл/м3.
Для исследования влияния комплексных реагентов на реологические свойства нефти проводились исследования изменения динамического напряжения сдвига и вязкости нефти до и после добавления различных химреагентов со скоростью сдвига при движении нефти - 40 с-1. Результаты показаны на рисунках 10 и 11.
Рисунок 10 - Влияние комплексных химреагентов на реологические свойства нефти скважины 703
Рисунок 11 - Влияние комплексных химреагентов на реологические свойства нефти скважины 703
Из рисунков 10 и 11 видно, что по степени улучшения реологических свойств нефти комплекс DMC D-6 (200 мл/м3) + VX-7мл/м3) оказался наиболее эффективным, он уменьшает динамическое напряжение сдвига нефти на% и динамическую вязкость нефти на%.
Для исследований способности комплексных химреагентов к ингибированию АСПО были взяты комплексные химреагенты VX 7484, EC 6509A, Thuan Phong, REPA 61V, AP 07 с концентрацией 500 мл/м3 и проводились исследования на смеси нефтей 701, 703. Результаты испытаний показывают, что химреагент VX-7мл/м3 в наибольшей степени уменьшает интенсивность образования отложений в НКТ. Эффективность снижения отложений АСПО составляет%.
Исследования показали, что комплексный химреагент DMC D-6 (200 мл/м3) + VX 7мл/м3) наиболее эффективен для улучшения работы газлифтных скважин в условиях морских месторождений Вьетнама.
Проведено испытание комплексного химреагента на газлифтных скважинах месторождения Белый Тигр. Результаты закачки химреагентов представлены в таблице 6. По данным скважинам до и после испытания видно, что при закачке химреагентов дебит нефти увеличился нам3/сут/скв., не изменяя расход закачиваемого газа. При этом устьевая температура увеличивается на 2 - 3оС и температура застывания нефти снижается на 5 - 6оС. Удельный расход рабочего газа уменьшается на%.
Таблица 6 - Результаты промысловых испытаний комплексных химреагентов на газлифтных скважинах МСП-7
Номер скв. | Дебит жидкости, Qж, м3/сут | Дебит нефти, Qн, м3/сут | Устьевая температура, оС | Температура застывания нефти, оС | Удельный расход газа R м3/м3 | |||||
. | до закачки | после закачки | до закачки | после закачки | до закачки | после закачки | до закачки | после закачки | до закачки | после закачки |
75 | 76 | 102 | 46 | 58 | 35 | 38 | 36 | 31 | 323 | 260 |
701 | 46 | 65 | 32 | 43 | 33 | 35 | 36 | 32 | 281 | 210 |
703 | 89 | 115 | 77 | 103 | 35 | 39 | 36 | 31 | 168 | 127 |
707 | 31 | 58 | 21 | 40 | 35 | 37 | 36 | 31 | 717 | 366 |
За время закачки химреагентов в газлифтные скважины адсорбции химреагентов на поверхности трубопроводов и образования отложений в затрубном пространстве не обнаружено. Процесс подготовки и транспорта нефти и газа при испытании химреагентов происходил в обычном режиме без осложнений.
Основные выводы
1 Анализом режима работы газлифтных скважин, эксплуатируемых в условиях месторождений СП «Вьетсовпетро», установлено, что газлифт, безусловно, имеет целый ряд технических, технологических и экономических преимуществ перед другими механизированными способами добычи нефти. С ростом обводненности скважинной продукции происходит ухудшение показателей работы газлифта.
2 Анализ показал, что основными факторами, ухудшающими эффективность процесса лифтирования в СП «Вьетсовпетро», являются рост обводненности скважинной продукции и образование АСПО в НКТ.
3 По результатам экспериментальных исследований определения вязкости водонефтяной смеси и процесса образования АСПО установлено, что при росте обводненности до 50% и снижении температуры газожидкостного потока до 50оС вязкость водонефтяной эмульсии увеличивается враз, образование АСПО на стенках НКТ происходит с интенсивностью 3420 г/м2/сут и кпд газлифтных скважин снижается в 3 раза.
4 Установлено, что в условиях месторождения Белый Тигр наиболее перспективным методом повышения эффективности работы газлифтных скважин является физико-химический (пенообразующий). При изучении подбора комплексных реагентов для улучшения работы газлифтных скважин необходимо исследование их пенообразующей способности и влияния комплексных реагентов на реологические свойства нефтей и образование АСПО.
5 Разработана методика по подбору оптимальных значений количества штуцеров и их диаметров диспергаторов на газлифтных скважинах.
6 На основании лабораторных исследований предложена новая композиция химреагентов: DMC D 6 (200 г/м3) + VX 7г/м3), она обладает самой лучшей пенообразующей способностью, уменьшает динамическое напряжение сдвига нефти на% и динамическую вязкость нефти на%, снижает скорость отложения АСПО на 55%, температуру застывания нефти на 6оС.
7
|
По теме диссертации опубликованы следующие работы:
1 Нгуен химических методов обработки газожидкостных смесей пенообразующим реагентом в газлифтных скважинах / , , В. Л. Тю // Нефтегазовое дело.– Уфа: УГНТУ, 2008.
–Т.6, №1.– С. 79-84.
2 Нгуен выбора оптимальной конструкции глубинных штуцерных диспергаторов / , // Нефть, газ и бизнес.– М.: Изд-во РГУ, 2008.– № 10.– С. 61-65.
3 Кабиров для повышения эффективности работы газлифтных подъемников / , , Г. С. Ли, С. Каддури Абд // Нефтегазовое дело.– 08.05.2007.– http://www. *****.
4 Кабиров пути улучшения работы обводненных газлифтных скважин / , , Г. С. Ли, С. Каддури Абд // Нефтегазовое дело.– 22.05.2007.– http://www. *****.
5 Нгуен применения газлифтного способа эксплуатации скважин на морских месторождениях Вьетнама / , // Нефтегазовое дело.– 22.05.2007.– http://www. *****.
6 Nguyễn Hữu Nhân. Nâng cao hiệu quả giếng khai thác gaslift có độ ngập nước lớn bằng thiết bị phân tán khí - nipple dispersion / Nguyễn Hữu Nhân, Kabirov M. M., T. D.Nguyễn // PetroVietNam Journal.– Hà Nội, 2008.– № 9.– P. 45-49.
7 Nguyen Huu Nhan. Improving the efficiency of the gaslift producing oil well with flooding water by nipple dispersion device / Nguyen Huu Nhan, M. M. Kabirov, Nguyen Thanh Dung // PetroVietNam Journal.– HaNoi, 2008 – № 10.– Р. 41-46.
8 Нгуен эффективности применения газлифтного способа эксплуатации скважин на морских месторождениях Вьетнама / , В. Л. Тю // Материалы Всерос. смотра науч. и творч. работ ин. студентов, аспирантов.– Томск: Изд-во ТПУ – 2008.– http://www. iie. *****/smotr.
9 Фунг причины ухудшения проницаемости призабойнной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый Тигр» / , , В. Л. Тю, // Башкирский химический журнал.– Уфа: Изд-во «Реактив», 2008.– Т.15, №2.– С. 135-139.
10 Нгуен эффективности применения химических реагентов для уменьшения расхода газа в газлифтных скважинах / // Материалы 59-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых.– Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008.– Кн. 1.– С. 217.
11 Тю геологии, разведки и разработки месторождений Белый Тигр и Дракон Республики Вьетнам / В. Л. Тю, // Материалы Всерос. науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых.– Красноярск, 2008 – Ч.4.– C. 3-5.
12 Нгуен по оптимизации режима работы газлифтных скважин по результатам исследования / , В. Л. Тю // Материалы 59-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых.– Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008.– Кн. 1.– С. 218-219.
13 Нгуен эксплуатация скважин на нефтяных месторождениях Вьетнама / // Материалы 58-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых.– Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007.– Кн. 1.–С. 220.
14 Тю распределения нефтеносности в фундаменте месторождений Белый Тигр и Дракон в Республике Вьетнам / В. Л. Тю, , // Материалы 59-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых.– Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008.– Кн. 1.– С. 215.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 |
