8.1. Условия образования и профилактика аспо

Анализ основных причин образования АСПО в ПЗП позволяет разделить их на две группы: к первой отно­сятся те, которые характеризуют компонентный состав и фи­зико-химические свойства добываемых нефтей и их измене­ния в процессе разработки месторождения; ко второй отно­сятся те причины, которые определяют тепловое состояние призабойной зоны (а также НКТ, оборудования) в процессе эксп­луатации скважины.

Геолого-физические условия нефтяных месторождений, эксплуатация которых сопровождается процессом отложений асфальтосмолопарафиновых веществ в добывающих скважи­нах, нефтепромысловом оборудовании и коммуникациях, весьма разнообразны.

Глубина (и температура) залегания продуктивных горизон­тов во многом определяет интервал выпадения АСПО в сква­жине, скорость осаждения АСПВ (веществ) на глубинном обо­рудовании. При больших глубинах скважин нецелесообразны применение для очистки труб скребков и обработка скважин горячей нефтью. Для них более предпочтительно использова­ние химических методов. Глубина скважины определяет пара­метры технологического процесса удаления и предупреждения АСПО, способ и место подачи и объем химреагента, продол­жительность, скорость и давление закачки реагента и др.

При интенсивной добыче нефти, отсутствии закачки воды в пласт с целью поддержания пластового давления текущее пластовое давление может понизиться до величины давления насыщения нефти газом, что вызовет увеличение газового фак­тора, усиленное разгазирование нефти и ее охлаждение и, как следствие, интенсификацию процесса парафиноотложения. Изменения давления на забой скважины и в лифтовых трубах, затрубном пространстве, а также изменения скорости потока нефти при подъеме ее из пласта на поверхность влияют на характер АСПО (скорость и интервал образования осадков, их толщину, структуру, плотность и т. п.) и технологию борьбы с АСПО (способ и место подачи реагента, скорость и давление его закачки, объем продавочной жидкости и др.).

На первой стадии образования АСПО происходит зарож­дение центров кристаллизации и рост кристаллов, на второй стадии — осаждение мелких кристаллов на поверхности обо­рудования, на третьей — осаждение на парафинированную поверхность более крупных кристаллов. При этом асфальтены выпадают и образуют плотный и прочный осадок, в то время как смолы только усиливают действие асфальтенов. При сни­жении температуры нефти до величины температуры насыще­ния нефти парафином и менее начинается процесс формиро­вания микрокристаллов АСПО. Если температура насыщения нефти парафином близка к пластовой температуре, то созда­ются условия для АСПО в призабойной зоне пласта и нижней части ствола скважины. Таким образом, температура насыще­ния нефти парафином определяет глубину начала кристалли­зации АСПО в скважине, интервал осадкообразования и др.

Проблема борьбы с формированием АСПО в ПЗП на не­фтяных промыслах мира в настоящее время решается пред­почтительно применением тепловых и химических методов. Не­обходимость систематического проведения тепловых обрабо­ток для удаления АСПО на большом числе скважин приводит к значительным материальным затратам. Поэтому наиболее пер­спективными, универсальными и рентабельными остаются пока химические методы. Однако реагент, применяемый в одном случае, эффективен, а в другом — положительного эффекта не дает. Поэтому реагенты и методы их использования надо под­бирать для конкретных месторождений и даже скважин с уче­том условий АСПО в ПЗП. Этому вопросу посвящены работы В. ф. Будникова, М. Г. Герасимова, Н. А. Николаенко, Н. Н. Силищева, Л. В. Склярской, Н. В. Смольникова, В. П. Тронова, Р. X. Хазинова, Р. С. Яремийчука и др.

На выбор ингибиторов парафиноотложения влияет содер­жание в нефти асфальтосмолистых веществ: химические реа­генты депрессорного типа могут оказаться эффективными при использовании на месторождениях с низким содержанием ас­фальтосмолистых веществ в нефтях.

Интенсивность образования осадков в нефтепромысловом оборудовании, расположенном на поверхности, во многом за­висит от состава АСПО.

Выбор метода удаления АСПО тесно связан с составом АСПО и температурой их плавления. При наличии в составе осадков значительного количества парафиновых углеводоро­дов с высокой температурой плавления (церезинов) применение тепловых методов удаления осадков нецелесообразно. Луч­шие результаты обеспечивает использование углеводородных растворителей и их композиций.

Процесс АСПО значительно ускоряется в простаивающих скважинах. Его интенсивность в значительной степени зави­сит от продолжительности простоя скважины, естественных геотермических условий и теплофизических характеристик геологического разреза, присутствия цементного камня в заколонном пространстве скважин, толщины стенок, ее глубин­ного оборудования, заполняющих скважину и ее затрубное пространство жидкостей и газов. Некоторые нефтяные место­рождения Севера страны характеризуются высоким газовым фактором нефти и наличием в верхней части геологического разреза слоев многолетнемерзлых пород с отрицательной тем­пературой. Даже при непродолжительном простое таких сква­жин в них могут образоваться парафиногидратные пробки. В таких случаях применение химреагентов комплексного действия нецелесообразно.

Возникновение отложений АСПВ на стенках глубинного оборудования в работающих и простаивающих скважинах за­висит от материала глубинного оборудования и состояния его внутренних поверхностей. Эти факторы во многом определя­ют расположение зон АСПО, скорость отложения осадков, их толщину, конфигурацию, форму, структуру, плотность и др. Чем более гидрофобизирована поверхность оборудования и чем больше степень ее шероховатости, тем интенсивнее парафиноотложение при прочих равных условиях.

Метод предотвращения парафиноотложения и технология его применения выбираются в зависимости от характеристик нефтяного пласта: его эффективной толщины, фильтрационно-емкостных свойств породы-коллектора (проницаемость, пористость), содержания и состава глинистого материала в нем и определяющих его адсорбционно-десорбционных свойств. Незначительная толщина пласта, его низкая проницаемость, большое количество глинистого материала приводят к потерям химреагента, вследствие чего закачка ингибитора в призабойную зону пласта может быть нецелесообразной. Характерис­тики пласта обусловливают и такие технологические показате­ли методов предотвращения и удаления парафиноотложений с применением способа закачки химреагента в пласт, как удель­ная доза, удельный расход и объем химпродукта, продолжи­тельность, давление и скорость его закачки, тип и объем продавочной жидкости, глубина задавки реагента в пласт, степень адсорбции реагента на породе, скорость и период его десорбции в пласте, время выдержки скважины для адсорбции или реакции химпродукта, периодичность химических обработок.

Существенная роль при формировании парафиноотложе­ний и выборе метода борьбы с АСПО и разработке его техно­логии принадлежит дебиту скважин по нефти и степени ее обводненности. Низкие дебиты скважин и малая обводненность добываемой продукции способствуют интенсификации пара­финоотложения. При высоких дебитах скважин и значитель­ной обводненности нефти скорость формирования АСПО на стенках глубинного оборудования снижается, так как в таких условиях происходят гидрофилизация его поверхностей, срыв с них кристаллов восходящим потоком жидкости и газа и вы­нос микрокристаллов из скважины в наземные коммуникации. В связи с этим для низкодебитных скважин наиболее эффек­тивны химические методы борьбы с АСПО, для среднедебитных — механические и тепловые способы, высокодебитных — защитные покрытия.

Разработка месторождений с использованием различных способов повышения нефтеотдачи существенно изменяет и термодинамические условия разработки залежи. Значительное влияние оказывает применение заводнения. При нагнетании в пласт больших объемов холодной воды нарушается существу­ющий тепловой режим залежи, что создает благоприятные ус­ловия для кристаллизации парафина и образования в пласте АСПО.

Наряду с твердыми углеводородами, которыми являются парафины, в нефтях могут находиться вещества, способные к кристаллизации, имеющие наряду с нормальными и изопара-финовыми цепями и циклические структуры. Эти углеводоро­ды входят в состав церезинов.

Церезины — это высокоплавкие углеводороды, по составу и свойствам значительно отличающиеся от парафи­нов. Температура плавления парафинов 45—54°С, церезинов 65—88°С. Парафины легко кристаллизуются в виде пластинок и пластинчатых лент; церезины имеют мелкоигольчатую струк­туру и кристаллизируются с трудом, температура кипения па­рафинов не превышает 550° С, церезинов — выше 600°С и т. д. Церезины обладают большой химической активностью. Они бурно реагируют с серной и хлорсульфоновой кислотами.

Строение молекул этих высокомолекулярных тяжелых ком­понентов нефти, определяющих многие физические и физи­ко-химические свойства нефти, полностью не выяснено. Уста­новлено, что это сложные смеси, состоящие из высококонденсированных гетероциклических соединений, в состав которых наряду с атомами углерода, водорода и кислорода входят ато­мы серы, железа, магния, ванадия, никеля и др. веществ.

Существующее деление асфальтосмолистых веществ нефти на нейтральные смолы, асфальтены, карбены и асфальтогеновые кислоты (и их ангидриды) больше основано на методах выделения этих веществ, их растворимости в тех или иных растворителях, чем на каких-либо признаках, связанных с осо­бенностями их химического строения.

Нейтральные смолы — вещества, нерастворимые в щелочах и кислотах и полностью растворимые в легких не­фтяных дистиллатах. Нейтральные смолы — вязкие окрашен­ные жидкости различной молекулярной массы (от 600 до 1000) плотностью около 1,0. Они легко поддаются действию крепких кислот, света, повышенной температуры, превращаясь при этом частично в асфальтоподобные продукты.

Асфальтены — вещества, не растворимые в легких бензинах и петралейном эфире, из которого они осаждаются, но полностью растворимы в бензоле, хлороформе, сероуглероде.

Суммарное содержание асфальтенов и смол в нефтях мо­жет доходить до 25—50% по массе.

Асфальтены — хрупкие твердые вещества. Молекулярная масса (в зависимости от метода измерения) может колебаться от 2000 до 12000. Плотность более 1. Молекулы асфальтенов имеют чрезвычайно сложное строение. Дисперсное состояние асфальтенов также зависит от температуры.

Асфальтосмолистые вещества и другие полярные компо­ненты — поверхностно-активные соединения нефти. Они влияют на затухание фильтрации нефтей, на отложение парафинов. Эти вещества — основные природные стабилизаторы водонефтяных эмульсий, способствуют пенообразованию нефтей, дают нежелательные последствия при кислотной обработ­ке скважин, обеспечивают прочность адгезии отложений на поверхности твердых веществ.

Собственно кристаллизация парафинов при их небольшом количестве в нефти (3—5%) пока еще не приводит к негатив­ным последствиям. Однако в нефти достаточно высокое содер­жание (25—50%) высокомолярных компонентов (смолы и ас­фальтены), которые с парафинами образуют комплексы. Но и это еще не приводит к нарушению фильтрации ПЗП.

При снижении давления ниже давления насыщения газом возникают негативные явления в ПЗП. Давление насыщения Рн —давление газа, находящегося в термодинамическом рав­новесии с пластовой нефтью. Величина давления насыщения нефти газом зависит от количества растворенного газа, состава нефти, газа, пластовой температуры. С уменьшением тем­пературы давление насыщения падает (для вязких нефтей от 0,01 до 0,08 МПа на 1°С). Давление насыщения определяют по результатам исследования забойных проб нефти.

АСПВ адсорбируются на поверхности газового пузырька, создавая мицеллу, размеры которой сравнимы с размерами пор или даже превышают их. Если выделение газового пузырька происходит еще в ПЗП, а это может иметь место при Р₃ < Р_н (р_з — забойное давление, Р_н — давление насыщения), то ми­целла закрывает поры, препятствуя фильтрации нефти. В ПЗП АСПО удерживается не только благодаря размерам мицеллы, но и в силу действия адсорбционных сил между высокомоляр­ными асфальтенами и горной породой.

Если же выделение газа из нефти происходит в стволе сква­жины, то по мере движения пузырька при снижении давления размеры пузырька растут до тех пор, пока он не лопнет, осаж­дая АСПО на стенки НКТ. Сила адсорбции АСПО к стенкам насосно-компрессорных труб зависит от величины заряда час­тицы АСПО, шероховатости стенок труб, скорости потока не­фти.

В процессе разработки нефтяных месторождений обвод­ненность продукции скважин увеличивается. С ростом обвод­ненности продукции скважин, добывающих парафинистые нефти, интенсивность отложения парафина уменьшается. Это связано с увеличением теплоемкости восходящего потока за счет попутно извлекаемой воды и гидрофилизацией внутрен­ней поверхности НКТ. Однако увеличение обводненности про­дукции скважин в зависимости от технологии ее извлечения часто приводит к образованию эмульсии. Степень эмульгиро­вания восходящего потока и устойчивость образованной имульсии зависят от физико-химических свойств нефти и воды, на­личия и количества поверхностно-активных веществ в потоке, от режима движения и т. д.

Величина насыщенности пластовой нефти парафином су­щественно влияет на систему разработки месторождения и выбор технологических параметров. Необходимость учета этой величины вызвана тем, что температура и давление продук­тивных пластов в процессе разработки не остаются постоян­ными. Понижение температуры нефти в пласте и/или давле­ния приводят к выпадению парафина в виде твердой фазы. Наличие в нефти кристаллов парафина приводит к затуханию фильтрации и уменьшению коэффициента вытеснения нефти.

Выпавшие из нефти тяжелые углеводородные соединения, как правило, способствуют снижению гидропроводности ПЗП.

Исследования изменения проницаемости образцов песчаника при температурах ниже и выше температуры насыщения не­фти парафином, а также анализ промысловых данных показа­ли следующее. Во всех случаях происходит значительное сни­жение относительного коэффициента фильтрации при сниже­нии температуры, причем резкий перегиб кривой наблюдает­ся при температуре, соответствующей температуре, идентич­ной температуре насыщения нефти парафином или близкой к ней. При этом образцы с низкой проницаемостью становятся непроницаемыми, а в образцах с высокой проницаемостью фильтрация замедляется, проницаемость снижается.

АСПО, отличаясь неоднородностью, кристаллизуются не мгновенно, а в течение некоторого времени; поэтому измене­ние реологической характеристики нефти происходит посте­пенно. Некоторые же исследователи вообще не отмечают изменения подвижности нефтей при начале кристаллизации па­рафина, и она густеет постепенно, вплоть до кристаллизации всего парафина. Отмечается, что скорость фильтрации может уменьшаться с течением времени и при постоянной темпера­туре фильтрации, если она ниже температуры насыщения не­фти парафином. Начальная скорость фильтрации на каждой температурной ступени уменьшается с течением времени, но не достигает нулевого значения. Это обстоятельство может служить объяснением практических наблюдений, когда происходит падение производительности скважин без каких-либо видимых изменений в температурном режиме ее работы.

На стадии освоения скважины важно достоверно оценить размеры области выпадения углеводородов с целью выбрать оптимальный способ вторичного вскрытия пласта и метода ос­воения скважины, величины депрессий, необходимых для вы­зова притока из пласта, а также методов интенсификации при­тока.