Осложнения в нефтедобыче

2.1. СОСТАВ И СВОЙСТВА АСПО

Асфальто-смоло-парафиновые отложения представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафи­ нов (20-70 % мае.), асфальто-смолистых веществ (АСВ) (2040 % мае.), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей [66].

Парафины — углеводороды метанового ряда от С16Н34 до Сб4Н 13о. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти клас­ сифицируют (ГОСТ 11851-85) на:

—малопарафиновые — менее 1,5 % мае.;

—парафиновые — от 1,5 до 6 % мае.;

—высокопарафиновые — более 6 % мае.

Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе.

Высокомолекулярные парафины — церезины (от С37Н74 до С53Н 108) отличаются более высокой температурой кипения, боль­ шими молекулярной массой и плотностью.

В состав асфальто-смолистых веществ входят азот, сера и кис­ лород. АСВ обладают высокой молекулярной массой, не летучи, имеют существенную неоднородность структуры. Содержание смолистых веществ в нефти возрастает в связи с испарением легких компонентов и ее окислением. Иногда к группе смолистых соединений относят асфальтены.

Асфальтены — порошкообразные вещества бурого или коричневого цвета, с плотностью более единицы, массовое содер­ жание которых в нефти достигает 5,0 %. В асфальтенах содержит­ ся (% мае.): углерода — 80,0-86,0, водорода — 7,0-9,0, серы — до 9,0, кислорода — 1,0-9,0 и азота — до 1,5. Они являются наибо­ лее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений тяжелых компонентов нефти.

Нефтяные дисперсные системы относят к классу коллоидов, в которых АСВ диспергированы в мальтеновой среде. Очевидно, что физико-химические и технологические свойства нефтей во многом обусловлены межмолекулярным взаимодействием в сис­ темах "асфальтены-смолы" и "мальтены-смолы-асфальтены"

Согласно ГОСТ 11851-85 нефти Узеньского месторождения относят к высокопарафиновым, а остальных месторождений —

кпарафиновым. Анализ состава АСПО позволяет отнести нефти Арланского, Волковского и Южно-Ягунского месторождений

кгруппе асфальтеновых, а остальные (за исключением нефтей Друж­ ного и Повховского месторождений) — к группе парафиновых.

Установлено [67], что потеря агрегативной устойчивости тяже­ лых компонентов нефтей Южно-Ягунского, Дружного и Повхов­ ского месторождений при разгазировании определяется составом

исвойствами исходной нефти. Тяжелая высоковязкая нефть (31 мПа • с в пластовых условиях) Южно-Ягунского месторожде­ ния с высоким содержанием асфальтенов и смол (6,5 и 26,6 % со­ ответственно) при разгазировании теряет асфальтеновые и смоли­ стые вещества. В нефти Дружного месторождения содержится близкое количество асфальтенов и смол (8,0 и 21,1 % соответ­ ственно), но значительно меньше вязкость (5,3 мПа • с в пластовых

условиях), тяжелые компоненты практически сохраняются в растворе после разгазирования. Легкая маловязкая нефть (0,89 мПа • с в пластовых условиях) Повховского месторождения с содержанием асфальтенов 1,0 % и парафинов 2,9 % в ходе разга­ зирования теряет небольшое количество высокомолекулярных

Таблица 2.3

Состав АСПО некоторых нефтей Ромашкинского месторождения

парафинов при некотором увеличении содержания асфальтенов вследствие потери легких углеводородов и осаждения парафинов.

Состав отложений различен, а следовательно, различны фи­ зико-химические свойства не только по месторождениям, площа­ дям и горизонтам, но даже по месту выпадения в колонне одной скважины. Многолетнее изучение в ТатНИПИнефть отложений показывает, что состав и свойства АСПО со временем меняются. Наблюдается повышенное содержание окисленных высокоактив­ ных компонентов, поэтому АСПО отличаются трудноудаляемостью и высокими адгезионно-когезионными силами взаимодей­ ствия. Содержание механических примесей и связанной воды так­ же повышается (табл. 2.3) [69].

Со временем изменился не только компонентный состав, но и микроструктура АСПО — преобладает микроэмульсионная структура, наиболее трудноудаляемая, высокопластичная. По мере разработки нефтяных месторождений на поздних стадиях начинает проявляться ряд факторов естественного, природного характера, из-за которых осложняется ситуация в решении пара­ финовой проблемы и снижается эффективность традиционных мероприятий по предотвращению и удалению АСПО.

зоне минимальна. Вторая — зона снижения давления до давления насыщения и ниже, где начинается интенсивное выделение парафина.

В фонтанных скважинах при поддержании давления у башма­ ка равным давлению насыщения выпадение парафина следует ожидать в колонне НКТ [73].

Как показано на практике [66], основными промысловыми объектами, в которых наблюдается образование отложений пара­ фина, являются скважинные насосы, НКТ, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин.

Промысловые исследования в условиях ОАО "Оренбург­ нефть" показали [66], что характер распределения парафиновых отложений в трубах различного диаметра примерно одинаков. Толщина отложений постепенно увеличивается от места начала их образования на глубине 500-900 м и достигает максимума на глубине 50-200 м от устья скважины, затем уменьшается до тол­ щины 1-2 мм в области устья (рис. 2.2).

Глубина отбора проб АСПО, м

Рис. 2.2. Отложение АСПО по глубине скважины: диаметр труб: 1 — 89 мм; 2 — 73 мм; 3 — 62 мм

При эксплуатации различных нефтяных месторождений глу­ бина начала парафиноотложений меняется в широких пределах. Так, при эксплуатации нефтяных месторождений в Пермской об­ ласти глубина образования АСПО достигает 1000 м, в ОАО "Тат­ нефть" — 1200-1250 м, в АНК "Башнефть" — 400-1700 м, на мес­ торождениях Южного Мангышлака — 1000-1100 м. На нефтяных месторождениях Западной Сибири АСПО замечены в интервале глубин 300-1400 м, а при эксплуатации скважин валанжинских от­ ложений на Уренгойском газоконденсатном нефтяном месторож­ дении — 800-1600 м [74].

Анализ состава АСПО, отобранных на различных глубинах скважин, показал, что на глубине более 1000 м содержится боль­ ше АСВ, чем парафинов [75].

Механические примеси (содержание не превышает 4-5 % мае.) на таких глубинах практически не участвуют в формировании отложений.

С уменьшением глубины наблюдаются снижение содержания асфальто-смолистых веществ в АСПО, а также увеличение коли­ чества механических примесей и твердых парафинов (рис. 2.3).

Рис. 2.3. Отложение АСВ и парафинов по глубине скважины: 1 — парафины; 2 — АСВ

Чем ближе к устью скважины, тем в составе АСПО больше церези­ нов ц, соответственно, тем выше структурная прочность отложений.

Иет единого мнения об образовании АСПО при высокой об­ водненности продукции скважин. Любопытные данные получены для 344 скважин на поздней стадии разработки месторождений ОАО "Татнефть" [76]. В этих условиях наиболее часто АСПО об­ разуется в скважинах, дебиты которых меньше 20 т/сут, причем преобладают дебиты до 5 т/сут по жидкости. Критическим деби­ том, когда АСПО в скважине незначительно, является дебит свы­ ше 35 т/сут. Так, при эксплуатации скважин на Ромашкинском месторождении происходит интенсивная парафинизация скважин

сдебитом до 40 т/сут. При дальнейшем увеличении дебита наблю­ дается срыв отложений с поверхности подземного оборудования скважин потоком газожидкостной смеси [74]. С ростом дебита,

содной стороны, происходит интенсивный тепломассообмен потока поднимающейся жидкости с поверхностью труб. При этом жидкость охлаждается и парафинизация поверхности подземного оборудования скважин усиливается. С другой стороны, рост дебита и увеличение скорости потока обусловливают срыв отло­ жений с поверхности труб.

На поздней стадии разработки площадей Ромашкинского ме­ сторождения при повышенной обводненности продукции и ох­ лаждении продуктивных пластов происходят существенные изме­ нения в механизме образования АСПО, составе и свойствах отло­ жений [77]. На основе анализа и статистической обработки про­ мыслового материала установлено, что чем больше обводнен­ ность, тем больше содержание смолистых и асфальтеновых ком­ понентов. С увеличением массового содержания воды и нефти

всоставе отложений при увеличении обводненности изменяется консистентность отложений: они становятся более пластичными и мазеподобными с более плотной упаковкой. Процесс выпаде­ ния АСПО сдвигается вниз по скважине; если раньше массовое выпадение АСПО наблюдалось в интервалах 200-600 м, то теперь отложения наблюдаются ближе к насосному оборудованию, в са­ мом насосе и даже в призабойной зоне пласта. С учетом этого су­ щественно должны меняться основные подходы в борьбе с отло­ жениями промыслового парафина.

АСПО образуются во многих скважинах с низкой обводнен­ ностью нефти, доля которых от общего количества скважин со­ ставляет 32 %. Второе место по частоте образования АСПО зани­ мают скважины, имеющие обводненность от 50 до 90 %. Харак­ терной особенностью формирования АСПО в таких скважинах является их образование не только в НКТ, но и в насосном обору­ довании (более 50 % ремонтов). АСПО в колонне НКТ образуют­ ся в основном в скважинах с низкой и высокой (от 60 до 80 %) обводненностью. Большинство таких скважин (95 %) оборудова­ но штанговыми насосами, из них 54 % имеют диаметр плунжера 44 мм, а 31 % — 32 мм. Около 47 % скважин с АСПО в насосах имеют обводненность продукции выше 60 %, в то время как всего 28 % таких скважин — низкую обводненность.

В. П. Тронов [72] процессы отложения парафинов в обводнен­ ных скважинах объясняет снижением пластовой температуры. При газоотделении в этих условиях усиливается турбулизация по­ тока водонефтяной смеси, за счет чего обеспечивается лучший контакт кристаллов с поверхностью труб и увеличивается тепло­ отдача потока. Обводнение оказывает влияние на химические свойства нефти — повышаются плотность, вязкость и содержание высокомолекулярных компонентов, что способствует парафиноотложению.

По мнению В. А. Рагулина [78], обводнение ведет к образова­ нию эмульсий, которые способствуют возникновению сильно раз­ витой поверхности раздела фаз "нефть-вода-смоло-парафиновые компоненты" Вязкость жидкости повышается, в связи с чем воз­ можно образование жестких структур и их прилипание к поверх­ ности труб.

Влияние температуры в пласте и стволе скважины. Нефть является сложной по химическому составу смесью компонентов, которые, в зависимости от строения и внешних условий, могут находиться в разных агрегатных состояниях. Снижение темпера­ туры вызывает изменение агрегатного состояния компонентов, приводящее к образованию центров кристаллизации и росту кристаллов парафина. Характер распределения температуры по стволу скважины существенно влияет на парафинообразование и зависит от: