39. Методы борьбы с аспо. Характеристика. Достоинства. Недостатки. Особенности эксплуатации скважин, работа которых осложнена аспо.

При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ. В рез-те этого сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движ-ю ж-ти и перемещению колонны штанг, ув-ся нагрузка на голову балансира СК, нарушается его уравновешенность, ум-ется коэфф-т подачи. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их герметичность. При подъеме штанг во время ремонта плунжер или вставной насос срезает парафин со стенок НКТ и образует над собой сплошную парафиновую пробку, которая выталкивает нефть из труб и загрязняет территорию возле скважины. Иногда становится невозможным подъем колонны штанг из-за уплотнения парафина.

Проблема АСПО существует при эксплуатации терригенных отложений верхнего девона. Пластовая t-ра для девонских отложений месторождений РТ колеблется в пределах от 29 до 34С. Глубине начала отложений парафина на поздней стадии разработки соответствует диапазон t-ры 26 – 30С и давл-я 6 – 9 МПа. Ув-ние обводненности добываемой продукции обуславливает повышение содержания смол и асфальтенов в составе отложений, при этом происходит ослабление эффекта срыва отложений со стенок НКТ потоком продукции, и, в конечном счете, обостряется проблема парафинизации. При пониженных Рзаб отмечается появление АСПО не только в НКТ, но и в насосном оборудовании.

Наиболее часто АСПО образуются в скв-х, имеющих дебиты менее 20 м³/сут. Причем, среди осложненных преобладают скв-ны, имеющие дебит по ж-ти до 5 м³/сут.

М-ды предотвращения парафиноотложений: 1. применение покрытий. 2. химические (смачивающие, модификаторы, депрессаторы, диспергаторы). 3. физические (вибрационные, ультрозвуковые, воздействие магнитных, электрических и электромагнитных полей).

М-ды удаления АСПО: 1. тепловые (горячая нефть или вода в качестве теплоносителя, острый пар, электропечи, индукционные подогреватели, реагенты, при взаимодействии с которыми протекает экзотермическая реакция). 2. мех-кие (скребки, скребки-центраторы). 3. химич-е (р-ли).

Применение защитных покрытий. В кач-ве защитных покрытий использ-ся разл-е мат-лы: стекло, эпоксидные покрытия, полимерные покрытия, в числе кот-х полимерно-эпоксидные покрытия, новолочные покрытия. В наст.вр. не сущ-ет покрытия, которое бы полностью предотвращало образ-ие АСПО. Защитные покрытия д.обладать: низкой шероховатостью, высокими эксплуатационными свойствами (высокие мех свойства (стойкость при прямом или обратном изгибе, ударостойкость), высокая химич-я стойкость, стойкость к воздействию УФ лучей, теплостойкость, стойкость к растягиванию), гидрофильностью. Для борьбы с АСПО использ-ся эпоксидное покрытие и покрытие с использованием стекла. Но эти покрытия имели недостаточно высокие эксплуатационные свойства.

Применение хим-х м-дов борьбы с АСПО. В кач-ве хим-х м-дов исп-ся ПАВ. Мех-м действия ПАВ основан на сп-ти ПАВ концентрироваться на границе раздела фаз и тем самым препятствовать дальнейшему росту отложений.

Промывка горячей нефтью с целью предупреждения и удаления АСПО яв-ся недостаточно эффективной, т.к. независимо от объема прокаченной горячей нефти, глубина эфф-ного прогрева составляет в среднем 200 м, учитывая, что АСПО эф-но растворяются в нефти только при температуре больше температуры плавления парафина (более 70⁰С) промывка гор. нефтью оказалась неэф-ой.

Паротепловая обработка. Заключ-ся в закачке горячего пара, перегретого до температуры =150⁰С и выше. Пар подается в затрубное простр-во с использованием ППУ. При этом производится запуск скв-ы на циркуляцию. Глубина прогрева скв составляет не > 500м. глубина эф-го прогрева 60м, метод закачки острого пара для борьбы с АСПО был признан неэф-ым.

Применение р-лей. В качестве р-лей д/борьбы с АСПО исп-ся отходы местных хим-х производств, побочные продукты подготовки нефти. К ним относят соляродистилат – керосинобензиновая фракция, которая получается в процессе стабилизации девонских нефтей и имеет в составе метан, этановые следы, пропан, изобутан, бутан, изопентан, н-пентан, С₇ и выше. В кач-ве раствора для депарафинизации скв-н используется смесь обезвоженной нефти и дистилата в разл-х соотнош-х. Плотность промывочного раствора составляет 750-780кг/м³. Для повышения эф-ности обработки м.б. использована предварительно нагретая в теплообменнике соляродистилатная смесь. Было установлено, что в динамических условиях растворение в большей степени зависит от t-ры среды, а в статических-от t-ры обработок. На большой глубине кристаллизуются более тугоплавкие парафины с высокими t-рами плавления. Такие парафины требуют применения более эф-ых р-лей. Как правило, это р-ли ароматического ряда.

Применение моющих составов для удаления АСПО. В последнее время в кач-ве альтернативы применения р-лей стали исп-ся моющие растворы (МЛ-80). Мех-м моющего действия: смачивание моющим раствором поверхности загрязнения; воздействие на загрязнение путем солюбилизации, эмульгиров., суспезиров. тв. компонентов с последущим удалением их с границы раздела; удержание загрязнений в V моющего раствора и удаления его из зоны мойки в суспензированном, эмульгированном, солюбилизированном состоянии.

Физические м-ды удаления АСПО 1.ультразвуковое воздействие, 2. магнитные м-ды, 3. микробиологические м-ды, 4. использование стеклопластиковых штанг.

Применение магнитов (постоянных) основано на взаимодействии постоянного магнита с ферромагнитными частицами, кот-е нах-ся в потоке добываемой продукции. В рез-те такого взаимодействия в V нефти возникает большое число центров кристаллизации. Возникшие микрокристаллы парафина потоком выносятся на пов-ть. Т.о., по мнению авторов технологии возможно предотвращать парафинизацию подземного оборудования скв-ны.

К химическим методам предупреждения относятся ингибиторы парафиноотложений.

По мех-му действия различают: 1.смачивающие агенты. 2. депрессаторы. 3. модификаторы

Мех-м действия смачивающих агентов заключается в создании на тв-й пов-ти гидрофильной защитной пленки. Наличие такой пленки препятствует образ-ю кр-в парафина.

Мех-м действия депрессаторов заключается в обволакивании кристаллов парафина. Адсорбция молекул депрессаторов затрудняет дальнейший рост кристаллов парафина.

Мех-м действия модификаторов основан на взаимодействии их молекул с молекулами парафина. Это препятствует росту кристаллов.

При снижении давл-я происходит выделения газа, а , , происходит потеря растворителя. концентрация ВМ компонентов в жидкой фазе увеличивается. Это приводит к интенсификации процессов формирования отложений. При выделении газа в следствие проявления эф. Дж-Т. происходит охлаждение газо-нефтяного потока, что интенсифицирует процессы формирования отложений.

При снижении t-ры до t-ры = t-ре насыщения нефти парафином происходит появление тв. фазы. Т является основным фактором, оказывающей влияние на снижение раствор-ей способности нефти.

На поздней стадии РМ при выс-й обводненности на оборудовании также формир-ся АСПО. Это связано с тем, что мех-м доставки мат-ла в область формир-я меняется: реализ-ся капельно-адсорбционный или пленочно-адсорбционный мех-м.. Изменились св-ва отложений, стали более пластичными и увеличилась глубина формирования отложений. В настоящее время по ряду скважин РМ, отложения наб-ся на глубине 1200м и более, т.е. в зоне спуска насоса.

Причины: 1. снижение пластовой t-ры, вызванное длительным воздействием закачиваемых пресных холодных вод. 2. ув-ие t-ры насыщения нефти парафином, обусловленное ув-ем содержания в нефти ВМК. 3. ув-е удельного V УВ фазы.

На поздней стадии РМ продукция скв представляет собой ВН поток. Ранее считалось, что при обводненности свыше 60% АСПО образовываться не могут. В наст.вр. установлено, что отложения формируются даже при обводненности 90% и >. Это связано с тем, что при движении ВНП нефть как материал для формирования отложений может поступать в зону формирования отложений в виде капелек или пленки ползущий вверх.

Интенсивность этого процесса зависит от многих факторов.

1. От скорости восходящего потока ГЖС, т.е. от дебита скв. Чем > дебит, тем < газа попадает в межтрубное пространство.

2. От величины зазора между ОК и фонтанными трубами.

3.От кол-ва и вел-ны газовых пузырьков, что в свою очередь зависит от разницы м/у Рнас и давл-м у башмака.

4. От вязкости ж-ти.

2. Рс>Рнас (б).

Свободный газ в этом случае не накапливается в затрубном простр-ве, т.к. нет условий для его проскальзывания у башмака фонтанных труб. В самих трубах газ начнет выделяться на некоторой высоте от башмака, где давл-е станет = Рнас. Т.к. при работе скв обновление ж-ти в затрубном простр-ве не происходит, то не возникают и условия д/пополнения газа. Из объема нефти, находящейся в затрубном простр-ве, частично выделится растворенный газ, после чего вся система придет в равновесие. Различным положениям уровня будет соответствовать различное давл-е Рз. В этом случае вследствие неопределенности величины h становится невозможным определение забойного давления Рс по величине Р₃.

Условие фонтанирования

Общим обязательным условием д/работы любой фонтанирующей скв будет равенство:

Рс = Рг +Ртр + Ру, где P_C — давл-е на забое скв; Рг, Ртр, Ру – гидростатическое давл. столба ж-ти в скв-не, рассчитанное по вертикали, потери давл-я на трение в НКТ и противодавл-е на устье, соответ-но.

Фонтанирование возможно, если энергия, приносимая на забой ж-тью, = или > энергии, необходимой для подъема этой ж-ти на пов-ть при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего КПД. За счет давл-я на забое скв ж-ть м.б. поднята на высоту, соответствующую этому давл-ю. Полезная работа, которая совершается при подъеме 1 м³ ж-ти, равна произведению веса ж-ти на высоту подъема

,[Дж].

Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ, кроме того, из той же нефти при снижении давл-я происходит выделение газа. Общее кол-во газа, приходящееся на 1 м³ товарной нефти и приведенное к стандартным условиям, наз-ся полным газовым фактором Го.

Возможная работа этого газа при изотермическом его расширении будет равна

[Дж].

Общее количество энергии

Кол-во уносимой энергии по аналогии можно определить так:

Кол-во энергии, поступающей из пласта и затраченной в самой скважине в процессе подъема ж-ти от забоя до устья, Wn будет равно разности

Кол-во энергии, минимально необходимое для фонтанирования:

Следовательно, фонтанирование возможно, если ,т. е. если из пласта поступает газа больше или столько, сколько нужно для подъема 1 м³ ж-ти на режиме наивысшегоКПД.