Отложения асфальтенов, смол и парафинов в скважинах и наземных коммуникациях. Методы удаления АСПО.

В практике эксплуатации скважин встречаются с различными осложнениями (АСПО, вынос песка и образование песчаных пробок, отложение солей).Наиболее серьезные осложнения возникают в связи с отложениями асфальтенов, смол и парафинов(АСПО).В составе нефтей, добываемых на месторождениях России, содержится различное количество высокомолекулярных соединений, таких как парафины, смолы, асфальтены. При изменении термобарических условий и разгазировании нефти, эти компоненты осаждаются в призабойной зоне пласта(ПЗП), на стенках ствола скважины, на штангах, выкидных линиях и нефтепромысловом оборудовании. Вследствие отложения АСПО уменьшается приток нефти, увеличивается нагрузка на станки-качалки (обрыв штанг, повышение расхода энергии, увеличение утечек через плунжер и клапан и, соответственно уменьшение коэффициента подачи) и ЭЦН (уменьшение производительности, увеличение затрат энергии, перегрев электродвигателя).

Механизм образования АСПО можно представить следующим образом: при отборе нефти в скважине понижается давление и температура, а также уменьшается количество легких углеводородов. При снижении температуры в ПЗП и стволе скважины до температуры начала кристаллизации парафина происходит интенсивное образование в нефти кристаллов парафина. Эти кристаллы служат центрами кристаллизации и последующего более интенсивного выпадения парафина из нефти и осаждение его на твердой поверхности. Для парафинистых нефтей восточных месторождений (Татария, Башкирия)температура начала кристаллизации находится в пределах 15-35^о С. Выпадению парафина способствует понижение температуры вследствие расширения газа при снижении давления во время движения по стволу скважины. Чем больше газовый фактор, тем больше эффект охлаждения. Отложению парафина на стенках труб способствуют еще и следующие факторы: малые скорости движения нефти, шероховатость стенок труб и периодичность их смачивания (при пульсирующей работе фонтанных скважин). Эффект охлаждения по мере продвижения нефти по подъемным трубам усиливается от забоя к устью, поэтому наибольшее количество парафина откладывается в верхней части подъемных труб на расстоянии 400-900 метров от устья, причем толщина слоя увеличивается в направлении от забоя к устью. Одновременно с парафином происходит отложение асфальтенов, смол, песка, кристаллов неорганических солей и капелек воды. Все это придает отложениям высокую прочность, что значительно затрудняет процесс их удаления.

Борьба с отложениями АСПО определяется конкретными условиями месторождения и ведется по двум направлениям:1.Удаление уже сформировавшихся отложений и 2.Предотвращение образования АСПО.

Методы удаления АСПО можно разделить на механические,тепловые и химические. Принцип действия механических приспособлений заключается в соскабливании парафина со стенок труб в процессе работы скважины. Очистка достигается перемещением скребка или гирлянды скребков вверх и вниз по стволу скважины, как при помощи ручных лебедок,т ак и с помощью депарафинизационной установки с механизированной лебедкой АДУ-3. Для очистки НКТ в скважинах, эксплуатирующихся ШГН, применяют скребки, укрепляемые на штангах с помощью хомутов. Обычно на одной штанге крепят от 5 до 11 скребков. Колонну штанг на поверхности подвешивают на штанговращателе.

При каждом двойном ходе колонна штанг поворачивается на некоторый угол.

К тепловым методам относится пропарка труб при их подъеме на поверхность с помощью передвижной паровой установки(ППУ),однако это малоэкономично. Пропарить трубы можно и подачей пара в затрубное пространство. При этом прогреваются и НКТ, и выкидная линия. Этот способ применяется в скважинах, эксплуатирующихся компрессорным способом и в фонтанных скважинах с небольшим затрубным давлением .Существует другой способ расплавления парафина-прокачка горячей нефти с помощью агрегата по депарафинизации (АДП). Для удаления уже отложившихся АСПО наиболее перспективным является химический метод. В качестве реагентов-удалителей применяют как индивидуальные растворители, так и многокомпонентные составы. В некоторых случаях для повышения эффективности растворитель прогревают или его подают совместно с паром. Композиции и реагенты для удаления АСПО условно подразделяют на следующие группы :

1.Растворитель (однофазные системы)

2.Вода+ПАВ (однофазные системы)

3.Дисперсии растворителей (двухфазные системы)

4.Мицеллярные растворы (однофазные системы)

Самый эффективный растворитель парафина-сероуглерод, но он очень токсичен и огнеопасен. Затем идут хлорированные углеводороды, но они отрицательно влияют на процесс переработки нефти, отравляя катализаторы. В связи с этим наибольшее применение нашли углеводороды алифатического и ароматического ряда (бензин, керосин, скипидар, бензол, толуол и др.)

Ко второй группе растворителей относятся водные растворы ПАВ (преимущественно неионогенного типа), например ОП-10,при концентрации от 0,1 до 5%,которые способны избирательно растворять лишь смолы, тем самым отложения разрыхляются и могут уноситься потоком.

К третьей группе относятся водные дисперсии растворителей, приведенных в первой группе. Содержание растворителя от 5 до 90%.В качестве дисперсионной среды используют воду или кислоты. Чистящая способность ниже, чем у растворителей первой группы, поэтому продолжительность контакта дольше.

Мицеллярные растворы, в которых нерастворимый в воде реагент(керосин, толуол) вводится в воду при помощи растворителя (спирта), применяются при высокой обводненности нефтяного пласта. Однако такие составы дороги и имеют ограниченное применение.

Выбор растворителя АСПО индивидуален для каждого месторождения. Обычно при удалении АСПО реагенты подают через затрубное пространство или непосредственно в НКТ и продавливают расчетным количеством жидкости. Время контакта растворителя от получаса до суток и более. Использование растворителей позволяет в несколько разувеличить межочистной период (МОП).

Предотвращение образования АСПОдостигается двумя путями :

1)покрытие поверхности гидрофильным слоем вещества (эпоксидные смолы, стекло, эмали и т.п.), которое обладает низкой степенью сцепляемости с АСПО, что позволяет потоку жидкости отрывать осевшие на поверхности осадки и выносить их на поверхность.

2)использование реагентов, являющихся ингибиторами парафиновых отложений (депрессаторы, смачиватели и модификаторы)

Поиск в области борьбы с АСПО привел к разработке методов использования лакокрасочных покрытий. В его основе-принцип высокой гладкости поверхности. Успешно применяются бакелитовый, бакелито-эпоксидный и эпоксидный лаки, также применяется остеклование и эмалирование поверхностей.

Особенно перспективным является подбор и использование ингибиторов отложения АСПО. Смачиватели создают на поверхности оборудования защитную гидрофильную пленку, которая препятствует прилипанию кристаллов парафина. Действие депрессаторов основано на изменении условий кристаллизации парафина, они препятствуют образованию плотной кристаллической решетки. Модификаторы позволяют удерживать парафин во взвешенном состоянии на всем пути движения нефти. Их структура сходна с парафином (полимеры полиэтилена, полипропилена, поливинилацетата и др.). Кроме того модификаторы снижают температуру застывания нефти на 20-30^о, уменьшают вязкость нефти. Выбор места и устройства подачи химреагентов определяется конкретными условиями и зависит от вида реагента, состава и свойств жидкости, способа эксплуатации скважины.

ИСТОЧНИКИ:

1.Муравьев И.М., Базлов М.Н., Жуков А.И., Чернов Б.С. Технология и техника добычи нефти и газа.М.:Недра,1971.

2.Шаров В.Н., Гусев В.И. Оператор по химической обработке скважин. М.:Недра,

1983.

3.Рахманкулов Д.Л., Злотский С.С. и др. Справочник. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти.М.:Химия,1987

Билет № 24

Геологическое строение нефтяной залежи. Геологическая документация (структурная карта, карта равных мощностей, геологические профили и т.д.), их содержание.

Основные элементы нефтяной залежи.

Поверхность, ограничивающая пласт снизу, называется подошвой; поверхность, ограничивающая его сверху, - кровлей. Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтяной залежи, или поверхностью водо-нефтяного контакта (ВНК). Линия пересечения этой поверхности с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности ВНК с подошвой пласта есть внутренний контур нефтеносности. В случае, если давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом, залежь может иметь газовую шапку. В нефтяной залежи массивного типа внутренние контуры нефтеносности отсутствуют.

Геологическое строение нефтяной залежи определяется: поверхностями, разделяющими коллектор и неколлектор по границам, связанным со сменой литологического состава пород, со стратиграфическим несогласием и т.д.;

дизъюнктивными поверхностями, связанными со смещением одновозрастных пород относительно друг друга;

поверхностями ВНК, ГВК и ГНК.

Геометрические размеры залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от подошвы залежи до ее наивысшей точки. Длина залежи определяется расстоянием между крайними точками, образующимися при пересечении большой оси залежи с внешним контуром нефтеносности. Ширина залежи – расстояние между крайними точками, образующимися при пересечении малой оси залежи с контуром нефтеносности. Большая и малая оси залежи взаимно перпендикулярны и пересекаются в своде залежи. Для изучения форм верхней и нижней границ залежей строят структурные карты, которые представляют собой графическое изображение в изогипсах (линиях равных глубин или высот) положения кровли или подошвы относительно опорной плоскости. В качестве последней берется уровень моря. Глубина или высота любой точки кровли или подошвы пласта от уровня моря есть абсолютная отметка кровли и подошвы в данной точке. В случае вертикальной скважины абсолютная отметка составляет алгебраическую разность между превышением устья скважины над уровнем моря (альтитудой скважины) и общей глубиной скважины от ее устья до кровли или подошвы.

Построение структурной карты заключается в проведении изогипс для кровли или подошвы пласта. Изогипсами называются линии, соединяющие на плане точки, имеющие одинаковые абсолютные отметки кровли (подошвы) пласта.

Существует 2 способа:

способ треугольников (стандартный);

способ профилей (при дизъюнктивных нарушениях). Все необходимые данные для расчетов и построений (координаты скважин, их альтитуды, глубина кровли) собираются в таблицу.

На плане около скважины надписывается ее номер (в числителе) и абсолютная отметка кровли пласта (в знаменателе).

Построение начинается с того, что все точки скважин соединяются между собой прямыми линиями, при этом образуются треугольники. Затем проводится интерполяция абсолютных отметок между каждыми двумя соседними скважинами. Полученные в результате интерполяции одинаковые значения абсолютных отметок соединяются плавными линиями

Сечение между изогипсами выбирают в зависимости от угла падения пластов, высоты структуры, количества и качества исходной информации. Конфигурация изогипс характеризует направление падения слоев, а плотность их расположения – углы наклона.

Для построения структурной карты кровли и подошвы горизонта необходимо нанести на план местоположение точек пересечения поверхности стволами скважин

Карты равной мощности(карты изопахит) характеризуют изменение мощности единого массивного пласта по площади; дают представление о геологической неоднородности пластов. Для построения такой карты составляется таблицас указанием мощности пласта по скважинам. Полученные данные проставляют около скважин на плане их расположения, а затем в соответствии с выбранным интервалом мощности проводят интерполяцию и строят карту изопахит в изолиниях по способу треугольников. Интервалы мощности на карте покрывают краской одного цвета но различной интенсивности в зависимости от величины мощности.

На практике применяютварианты карт изопахит:

Карты суммарной мощности пласта (от кровли до подошвы с учетом всех прослоев (пористых и непроницаемых);

Карты эффективной мощности пласта, на которых показывают суммарную мощность лишь пористых прослоев для изучения коллекторских свойств пласта;

Карты эффективной нефтенасыщенной мощностипласта, где показывают лишь суммарную мощность пористых пластов, насыщенных нефтью.

Сравнивая карты нефтенасыщенной мощности, построенные на различных этапах разработки, можно судить о темпе выработки запасов нефти.

Геологический профиль месторождения представляет собой сечение месторождения вертикальной плоскостью.

Геологический профиль составляют по разрезам скважин для изучения строения месторождения, выявления изменчивости фаций в различных направлениях, положение залежей нефти и газа, а также положение водонефтяного контакта.

Порядок составления:

Проводят линию уровня моря и вычерчивают вертикальный масштаб.

на линии уровня моря точками показывают положение скважин.

через указанные точки проводят вертикальные линии стволов скважин и отмечают альтитуды скважин. Соединение линией альтитуд дает схему рельефа поверхности.

По линии скважин отмечают разрез скважины условными знаками.

Проводят корреляцию разрезов скважин и вычерчивают геологический профиль.

Карты проницаемости и пористости продуктивных пластов позволяют оценить коллекторскую неоднородность пластов по площади.

М.М.Иванова, Л.Ф.Дементьев, И.П.Чоловский. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа.

М.:Недра,1992.

М.А.Жданов. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М.:Недра, 1981.