5.2 Технология отбора проб

Таблица 1- Методы отбора проб

Применение	Тип тары	Процедура
Жидкости с давлением паров по Рейду более чем 13,8 кПа и не более чем 101 кПа (14,7 фунт/кв. дюйм - psia) [3]	Резервуары для хранения, судовые/ баржевые танки, автоцистерны, ж/д цистерны	Отбор проб бутылкой
Жидкости с давлением паров по Рейду 101 кПа (14,7 psia) и менее	Резервуары для хранения с кранами для слива	Отбор проб желонкой. Отбор пробы из крана
Донный отбор жидкостей с давлением паров по Рейду 13,8 кПа (2 psia) или менее	Резервуары для хранения с кранами для слива	Отбор проб из крана
Жидкости с давлением паров по Рейду 101 кПа (14,7 psia) или менее	Трубопроводы или линии	Отбор проб из линии
Жидкости с давлением паров по Рейду 13,8 кПа (2 psia) или менее	Резервуары для хранения, суда, баржи	Отбор проб бутылкой
Жидкости с давлением паров по Рейду 13,8 кПа (2 psia) или менее	Свободно или открыто выгружающийся поток	Отбор проб черпаком
Жидкости с давлением паров по Рейду 13,8 кПа (2 psia) или менее	Цистерны, бочки, канистры	Отбор проб с помощью трубки

Продолжение таблицы 1

Отбор со дна или желонкой жидкостей с давлением паров по Рейду 13,8 кПа (2 psia)

Автоцистерны, резервуары для хранения

Отбор проб желонкой

"Проба - это порция продукта, извлеченная из общего объема продукта, содержащая или не содержащая компоненты в тех же пропорциях, которые присутствуют в общем объеме".

5.3 Технология борьбы с осложнениями в скважинах

К основным осложнениям при эксплуатации скважин относятся: отложения парафина, отложения солей, отложения смол и асфальтенов, вынос песка из пласта, прорыв воды.

Отложения парафина на стенках НКТ, устьевой арматуре приводит к снижению производительности скважины.

В результате парафинизации внутренних стенок труб уменьшается их внутреннее сечение. Запарафинирование поверхностных коммуникаций приводит к удорожанию внутрипромысловой перекачке нефти.

Процесс добычи нефти сопровождается отложением твердых осадков неорганических веществ, накапливающихся на стенках скважин и подъемных труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях систем сбора и подготовки нефти. Главным источником выделения солей является вода, добываемая совместно с нефтью. В этой связи процессу солеотложения подвержены скважины и наземное оборудование, эксплуатирующиеся в условиях обводнения добываемой продукции.     Основное условие солеотложения - это образование перенасыщенных растворов попутной воды. Причинами выпадения солей в осадок служат следующие процессы: смешение несовместимых вод, изменение общей минерализации воды, растворение горных пород и газов, испарение, дегазация

воды, изменение термобарических условий. Необходимо учитывать и то, что солеотложение  проходит  в  сложных  гидротермодинамических условиях в присутствии нефтяных компонентов, газовой фазы и механических примесей, оказывающих влияние на интенсивность процесса, характер и свойства осадков,

формирующихся как в призабойной зоне пласта, так и в нефтепромысловом оборудовании.

В процессе нефтедобычи возникают осложнения, связанные с выпадением асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) в эксплуатационных скважинах и наземных коммуникациях. Это приводит к снижению дебита добывающих скважин, пропускной способности нефтепроводных коммуникаций и другим нежелательным последствиям. Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти ниже температуры насыщения нефти парафином. Интенсивность парафинизации возрастает при снижении дебита скважин, обводненности добываемой продукции, небольшой разнице величин текущего пластового давления и давления насыщения нефти газом, высоких газовых факторах добываемой продукции, при наличии в геологическом разрезе слоев многолетнемерзлых пород, значительном содержании в нефти парафина, асфальтосмолистых веществ и церезинов, высокой температуре насыщения нефти парафином и плавления парафина.

5.3.1 Отложения парафина

Часто встречающимся осложнением при работе фонтанных скважин является выпадение из нефти парафина, солей, вынос песка, прорывы газа.

По содержанию парафина нефти принято делить на три класса:

1 – беспарафинистая (содержит менее 1% парафина по массе);

2 –слабопарафинистая (содержит 1-2% парафина по массе); 3 – парафинистая (содержит более 2% парафина по массе).

Безводная девонская нефть Чекмагушевского нефтяного месторождения,например, содержит от 3,7 до 5,5% парафина: пласт Д1 – 5%, пласт Дп – 6%,турнейский - 1,9%, угленосный – 3,7%. Месторождения содержат

15-20% парафина.

Добыча нефти при наличии в ней парафина осложняется выпадением парафиновых отложений в трубах, затрубном пространстве, в выкидных линиях, в резервуарах.

Парафиновые отложения состоит из парафина, нефти, смолистых компонентов нефти, а также воды, твердых частиц, глины и песка.

Парафиновые отложения нарушают нормальную работу скважин: их приходится останавливать на ремонт, что приводит к потере добычи нефти.

В условиях Башкирии затраты на депарафинизацию промыслового оборудования составляют около 10% от себестоимости добываемой нефти.

Начало отложения парафина отмечается на глубине 800-900 м. Наибольшие отложения наблюдаются примерно на глубине 100-200 м.

Фонтанный лифт диаметром 73 мм при дебите скважины 75 т/сут.

Борьба с отложениями парафина введется следующими способами:

1) Механическим, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность. В

скважину, оборудованную ЭЦН, скребки опускают на проволоке в НКТ. В скважинах оборудованных ШГН применяют непрерывную очистку труб скребками, устанавливаемыми на штангах.

2) Применение НКТ, с гладкой внутренней поверхностью (покрытие внутренней поверхности эмалями, лаками, стеклом).

3) Тепловым, при котором скважина промывается парами или горячей нефтью (закачка в затрубное пространство, при этом парафин расплавляется и

выносится потоком из скважины по НКТ). Для получения водяного пара

используют ППУ, для нагретой нефти - агрегат депарафинизации передвижной АДН.

4) Химический - впрыск в поток пластовой жидкости ингибиторов, предотвращающих кристаллизацию парафина в НКТ и их закупорку - ингибитор ХТ-48.

5) Закачка ПАВ (водо- и нефтерастворимые поверхностно-активные вещества).

6) Закачка растворителей (бензин, толуол, керосин),

7) Физический - применение магнитного поля (увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложения парафина).

Полностью запарафинивается примерно за пять суток. За это время в лифте скапливается более 1000 кг парафина. Средний дебит скважины при этом снижается до 50 т/сут.

Рассмотрим некоторые факторы, влияющие на выпадение парафина из нефти. В пластовых условиях парафин обычно находится в растворенном состоянии. При снижении давления и температуры нарушается первоначальное физико-химическое равновесие. В результате начинает выделяться из раствора парафин в виде мельчайших кристаллов, которые сначала находятся в нефти во взвешенном состоянии, а впоследствии осаждаются на твердых поверхностях оборудования.

Выпадению парафина способствует снижение температуры в лифте. Температура начала кристаллизации парафина для месторождений Татарии Башкирии находится в пределах 15-35 градусов С. Снижение температуры в лифтовых трубах происходит в связи с выделением газа из нефти, которое обусловлено в свою очередь снижением давления по мере перемещения частиц газа в нефти от забоя скважины к устью, а также при снижении устьевого давления.

Метод борьбы с парафином, в основу которого положено свойство

парафина прилипать только к шероховатым поверхностям. Группой ученых

объединения были разработаны рецептуры материалов и созданы установки для их нанесения на внутреннюю поверхность насосно-компрессорных труб.

Были испытаны поверхности, выполненные из стекла, эмали, эпоксидной смолы. Свойство покрытий различны: стекло температуростойко, кислотоупорно, но хрупко. Вследствие больших нагрузок, действующих на насосно-компрессорные трубы в скважине и разных величин деформаций металла и стекла, стекло отделяется от труб, осыпается, образуя стеклянные пробки.

Эмаль более прочна, чем стекло, стойка к агрессивным жидкостям, но также разрушается при механическом воздействии. Следует сказать, что процесс

нанесения стекла и эмали требует нагрева трубы до 700^оС и выше, что вызывает изменения в структуре металла и ведет к снижению прочности.

Следует упомянуть и метод борьбы с парафином, заключающийся в периодическом соскабливании его с поверхности НКТ. Для этой цели была создана целая система, состоящая из скребков переменного сечения, опускаемых в НКТ на проволоке специальной лебедкой, программного реле времени и концевых выключателей.

Конструктивно скребки были выполнены так, что при движении вниз они уменьшали свой диаметр, что обеспечивало им свободной проход даже при наличии на стенках труб отложений парафина. При подъеме же они увеличивали диаметр и срезали парафин.

Скребки в некоторых нефтяных районах применяются и в настоящее время. Очистка устьевой арматуры, а также труб от парафина производится парафинизационным передвижным агрегатом, представляющим собой автомобиль, на котором установлен нагреватель.