24833 (Асфальто-смолисто-парафиновые отложения на Зай-Каратайской площади), страница 3

С целью увеличения МРП - межремонтного периода на промысле проводятся следующие мероприятия.

1.Необходимо проводить анализ часто ремонтируемого фонда скважин и составлять мероприятия с целью его уменьшения.

2.Проводить анализ использования различных методов борьбы с АСПО, для определения наиболее эффективного и экономически выгодного метода.

3.Внедрять скребки, трубы Бугульминского механического завода (БМЗ), штанги с покрытием и т.д., в зависимости от их эффективности.

4.Согласно графика, проводить пропарку устьевой арматуры скважин.

5.В скважинах, с низким Рпл., освоение производит с использованием шкивов.

6.Постоянно производить выводы, после ПРС, о его причине.

3.3 Механизм и условия формирования АСПО в скважине

Современные представления о механизме образования парафиновых отложений на скважинном оборудовании можно условно подразделить на осадочно-объемную теорию и кристаллизационно-поверхностную.

Первая предполагает, что кристаллы парафина образуются в объеме движущейся нефти и постепенно оседают на поверхности металла и закрепляются на ней, образуя постепенно осадочный слой органических отложений.

По второму механизму - парафиновые кристаллы образуются непосредственно на металлической поверхности и постепенно кристаллизуются в комплексы. Процесс кристаллизации парафина на поверхности идет за счет подпитки из нефтяного раствора.

Существует еще и третий механизм - это смешанным путем, имеющим все особенности первых двух. При этом состояние поверхности и ее природы существенным образом влияют на течение процесса образования парафиновых отложений.

Таким образом, принимая тот или иной механизм образования АСПО за базу, подходы в борьбе с предупреждением, органических отложений будут разные.

Необходимыми условиями формирования парафиновых отложений являются :

• наличие в нефти высокомолекулярных соединений углеводородов и в первую очередь метанового ряда (парафинов);

• снижение пластового давления до давления насыщения;

• снижение температуры потока до значений, при которых происходит выделение твердой фазы из нефти;

• наличие подложки с пониженной температурой, на которой кристаллизуются высокомолекулярные углеводороды с достаточно прочным сцеплением их с поверхностью, исключающим возможность срыва отложений потоком газожидкостной смеси или нефти при заданном технологическом режиме.

Существует множество и других факторов способствующих или препятствующих интенсивному формированию парафиновых отложений.

К наиболее существенным из них могут быть отнесены:

1. Скорость потока. Как показали исследования, в начале интенсивность отложений растет с увеличением скорости за счет увеличения массового переноса, а затем снижается, поскольку возрастают касательные напряжения, повышающие прочность сцепления парафина с поверхностью оборудования.

2. Газовый фактор и сам процесс выделения газа при снижении давления. С выделением и расширением газа понижается температура, а присутствие газа в потоке усиливает массообмен, в результате доля парафиновых углеводородов, кристаллизирующихся на поверхности оборудования, существенно возрастает.

3. Наличие механических примесей, являющихся активными центрами

4. Кристаллизации, может привести к уменьшению интенсивности отложения парафина за счет снижения состояния перенасыщения нефти последним и увеличение его доли кристаллизации в объеме.

5. Состояние поверхности оборудования (подложки) оказывает существенное влияние на прочность отложений, в частности, полярность материала подложки и качество поверхности (гладкость). Чем выше значение полярности материала и ее гладкость, глянцевитость (чистота обработки), тем меньше адгезия, а следовательно, при меньших скоростях потока будут срываться парафиновые образования с таких поверхностей.

6. Обводненность продукции скважины. Она оказывает двоякое действие. Вначале при малом содержании воды в нефти и прочих равных условиях наблюдается некоторое повышение интенсивности отложений парафина, а затем с увеличением доли воды в потоке интенсивность снижается как за счет повышения температуры потока (теплоемкость воды в 1,6... 1,8 раза больше нефти), так и за счет обращения фаз, при котором ухудшается контакт нефти с поверхностью оборудования.

Схема движения нефти в полости НКТ, при высокой обводненности продукции, для гидрофильной и гидрофобной поверхностей представлена на (рис2).

7.На Ромашкинском месторождении наиболее интенсивная парафинизация скважин происходит при дебите 40т/сут. При дальнейшем увеличении дебита, наблюдается срыв отложений с поверхности подземного оборудования скважин потоками газожидкостной смеси.

Рис. 2 Схема движения нефти в полости НКТ при высокой обводненности продукции

а) поверхность металла гидрофобная; б) поверхность гидрофильная;

1 — штанга, 2-НКТ, 3 – нефть, 4-АСПО, 5 – вода.

3.4 Состав АСПО

Без знаний о составе и основных свойствах АСПО, основного объекта исследований, не может вестись работа по предотвращению отложений на нефтепромысловом оборудовании.

АСПО — природный композитный материал, состоящий из 10-15 органо-минеральных веществ и соединений. Отложения представляют собой, как правило, мазеподобную суспензию или эмульсию с высокой адгезией к различным поверхностям.

Отложения на поверхности нефтепромыслового оборудования в основном формируются органическими и неорганическими веществами.

Из органических веществ в составе отложений АСПО имеются: высокомолекулярные парафины -20-60%; селикагелевые смолы -10-25%;асфальтены -до 5%; связанная нефть; оклюдированный газ.

В состав отложений входят и неорганические вещества : механические примеси до 15 %; соли; вода 4- 49%.

Парафины, в основном представлены углеводородами с числом атомов углерода в молекуле от 22 до 28. Молекулы н-алканов при охлаждении формируют кристаллы. В кристалле они имеют форму плоских зигзагообразных цепей высокомолекулярных н-алканов, параллельных между собой.

Средняя температура плавления нефтяных парафинов на подавляющем большинстве залежей находится в пределах от 47—61⁰ С В широком диапазоне содержания парафинов средняя температура плавления изменяется мало и составляет 52⁰С. Отклонение от среднего значения сравнительно небольшое (±1,3...2,8° С). Это указывает на то, что состав нефтяных парафинов в подавляющем большинстве залежей оказывается практически одинаков и мало зависит от содержания парафинов в нефти.

Асфальтены и смолы относятся к поверхностно-активным компонентам нефти. Содержание этих компонентов меняется в широких пределах. Присутствие этих компонентов оказывает значительное влияние на процесс кристаллизации парафинов. Асфалътены и смолы называют модификаторами кристаллической структуры. В присутствии смол и асфалътенов происходит кристаллизация парафинов, при которой из раствора выделяются недоразвитые монокристаллы, возникшие из немногих центров кристаллизации. Они приобретают форму древовидных и шарообразных образований, и молекулы смол либо встраиваются в кристаллическую решетку парафина, либо адсорбируются на поверхности его кристаллов, тем самым изменяют форму кристаллов. В результате получаются крупные кристаллы неправильной формы.

Смолы неоднородны по своему составу. Они содержат нафтеновые и ароматические элементы, парафиновые цепи разной длины и степени разветвленности, а также гетеро - атомы серы, кислорода и азота.

В случае, когда в составе добываемой нефти преобладают парафины, по мере подъема и охлаждения нефти увеличивается толщина отложений, из-за интенсивной кристаллизации и формировании более прочной крупнокристаллической структуры. Это обуславливает формирование профилей АСПО с постоянным нарастанием толщины к устью скважины.

Связь между составом АСПО и составом добываемой нефти выявлена на основе анализов. В составе АСПО парафинов и асфальтенов содержится намного больше, чем в нефти. А по содержанию селикагелевых смол АСПО и нефть мало отличаются.

Выявлена такая закономерность, что прямой связи между содержанием парафина и интенсивностью его отложений нет. Исследованиями нефти установлено, что отсутствие такой связи обусловлено, прежде всего существенным различием состава твердых углеводородов парафина, а именно различием соотношения ароматических, нафтеновых, и метановых соединений в высокомолекулярной части углеводородов, которые при стандартных методах исследованиях нефти не определяются. Компонентный состав отложений АСПО представлен в таблице 5. Из таблицы видно, что по ЦДНиГ№1 в 81,2 % исследуемых образцах асфальтенов содержится менее 5 % мас., в 89% исследуемых образцах парафинов содержится 20- 60 % мас., в 86 % исследуемых образцах смол содержится 10-25 % мас.

Таблица 5. Компонентный состав отложений АСПО на 1.12.2003 г

3.5 Методы, используемые в по предотвращению отложений АСПО

Наиболее часто АСПО образуются в скважинах имеющих дебиты менее 20 м³/сут. Причем среди осложненных преобладают скважины, имеющие дебит по жидкости до 5 м ³/сут.

К мерам по предотвращению образования АСПО в скважинном оборудовании относятся:

- подбор и установление режима откачки, обеспечивающего оптимальную степень дисперстности водонефтяного потока;

• применение скважинных насосов с увеличенным проходным сечением клапанов;

• применение НКТ с покрытием;

• установка скребков на штангах;

• увеличение производительности глубинных насосов, т.е. увеличение скорости подъема жидкости.

Подбор режима откачки предусматривает такие условия, чтобы предотвратить отложения парафина, В ряде случаев эффективно увеличение глубины погружения насоса (увеличение глубины погружения насоса на 100м., увеличивает температуру на приеме насоса на 3-4º С ), однако при этом несколько увеличивается нагрузка на головку балансира , за счет дополнительного веса штанг.

При выборе способа удаления АСПО необходимо иметь ввиду следующее - универсального способа, пригодного для всех условий, до настоящего времени не найдено. Инженерно-технологическая служба НГДУ ^«ЛН» планирует и осуществляет мероприятия направленные на предотвращение и ликвидацию АСПО с учетом конкретных геолого-физических условий, свойств продукции скважины, состава АСПО, особенностей данной разработки месторождения, наличие тех или иных технических средств, химических реагентов и т.д. Интегральными критериями при выборе метода борьбы с АСПО являются экономические критерии, в частности годовые затраты при использовании данного метода в расчете на одну скважину. Несмотря на отмеченную необходимость индивидуального подхода к конкретным скважинам, все же некоторые обобщенные рекомендации, исходя из накопленного опыта, могут быть сделаны.

Все применяемые методы борьбы с АСПО могут быть сведены в следующие группы методов: механические, химические, физические, применение защитных покрытий