437

жание в нефти до 30–70 %. Различают алканы нормального (н- алканы) и изостроения (изоалканы). В нефти присутствуют газообразные алканы С2–С4 (в виде растворённого газа), жидкие алканы С5–С15 (основная масса жидких фракций нефти) и твёрдые алканы С17–С53, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины и церезины;

–нафтеновые углеводороды (циклоалканы) – насыщенные

алициклические углеводороды с общей формулой CnH2n, CnH2n-2 (бициклические) или CnH2n-4 (трициклические). В нефти присутствуют в основном пяти- и шестичленные нафтены (содержание

внефти до 25–75 %). Содержание нафтенов растёт по мере увеличения молекулярной массы нефти;

–ароматические углеводороды – соединения, в молекулах которых присутствуют циклические полисопряжённые системы.

Кним относятся бензол и его гомологи, толуол, фенантрен и др. Содержание в нефти до 10–15 %;

–гетероатомные соединения – углеводороды, в состав молекул которых входят кислород, азот, сера, металлы. К ним относятся: смолы, асфальтены, меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены, порфирины, фенолы, нафтеновые кислоты. Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, которые обычно называют асфальтеносмолистыми веществами. На их долю приходится до 15 %.

В нефти также содержатся в малых количествах неорганическая сера, различные металлы и др.

Фракционный состав нефти отражает содержание соединений, выкипающих в различных интервалах температур. Нефти

выкипают в широком интервале температур от 28 до 550 С и выше. Различают следующие фракции нефти:

–28–180 С – широкая бензиновая фракция;

–120–240 С – керосиновая фракция (150–240 С – осветительный керосин; 40–200 – уайт-спирит);

11

elib.pstu.ru

–140–340 С – дизельная фракция (180–360 С – летнее топливо);

–350–500 С – широкая масляная фракция;

–380–540 – вакуумный газойль.

Особое влияние на физико-химические свойства нефти оказывают асфальтены, смолы и парафины [13, 26] (табл. 1.5).

Таблица 1 . 5

Распределение объектов по компонентному составу дегазированной нефти

На поздних стадиях разработки месторождений процесс формирования АСПО в призабойных зонах наблюдается чаще, что обусловлено следующими факторами [36]:

1)снижение пластовой температуры вследствие длительного воздействия закачиваемых пресных холодных вод;

2)увеличение температуры насыщения нефти парафином, связанное с наличием в ней значительного количества асфальтеносмолистых компонентов и дегазирование пластовой нефти.

12

elib.pstu.ru

2. УЧЁТ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ПРИ ВЫБОРЕ СПОСОБОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН

Внастоящее время преобладающей является эксплуатация скважин глубиннонасосными установками. По принципу действия различают скважинные насосы плунжерные (поршневые), центробежные, винтовые, струйные, вибрационные (звуковые), диафрагменные, роторно-поршневые и др. [47, 70, 71].

Впрактике нефтедобычи в нашей стране и за рубежом получили широкое распространение установки скважинных штанговых насосов (УСШН) и погружных центробежных насосов с электроприводом (УЭЦН). В ограниченных масштабах применяются установки гидравлических поршневых насосов (УГПН), установки с винтовыми насосами и электроприводом (УЭВН), с винтовыми насосами и приводом с помощью штанговых колонн (УШВН), с диафрагменными насосами и электроприводом (УЭДН), со струйными насосами (УСН).

Наибольшее распространение по фонду добывающих скважин в Пермском крае получили УСШН, а по объёму добычи – УЭЦН. Это связано с тем, что установки УСШН предназначены для эксплуатации низко- и среднедебитных скважин, а установки УЭЦН – для эксплуатации средне- и высокодебитных скважин. Остальные насосные установки (УГПН, УЭВН, УЭДН, УСН) ни по фонду добывающих скважин, ни по добыче нефти не могут пока конкурировать с УСШН и УЭЦН и предназначены для определенных категорий скважин [47].

Выбранные способ эксплуатации и режим работы скважины должны обеспечить заданные уровни отбора жидкости и нефти. При этом сравнение способов проводится по техникоэкономическим показателям – затратам на подъем жидкости и межремонтному периоду работы скважин (с учетом затрат на

13

elib.pstu.ru

внедрение скважинного оборудования). Практика разработки нефтяных месторождений свидетельствует о значительном влиянии способа эксплуатации скважин на уровни добычи нефти и коэффициенты извлечения нефти. Поэтому необходимо учитывать влияние способа эксплуатации скважин на эти показатели и оптимизировать выбор способов и технологические режимы работы скважин с учетом полноты извлечения нефти из залежей.

При выборе способа эксплуатации скважин необходимо исходить из максимального использования пластовой энергии, особенностей проявления тех или иных осложнений (высокий газовый фактор, асфальтеносмолопарафиновые отложения, скин-эффект, износ эксплуатационных колонн и пр.) и ограничений по ресурсам (финансы, электроэнергия, время для принятия управленческих решений, количество скважин, число ремонтных бригад и др.).

Каждый способ подъема жидкости на поверхность характеризуется своим КПД. Ориентировочные значения коэффициентов полезного действия для различных способов эксплуатации в соответствии с [88] следующие: гидропоршневые установки – 40 %, штанговые насосные установки 30 %, центробежные электроустановки 17 %, газлифтный способ (4–10) %.

Установлено, что с увеличением глубины подвески насосов наблюдается значительное снижение КПД, особенно для штанговых и гидропоршневых установок.

При выборе способа эксплуатации и режима работы необходимо знать, при каком забойном давлении должна работать скважина. Величиной этого давления в том или ином конкретном случае определяется дебит скважины, то есть ее производительность.

Определение оптимальной величины забойного давления при проектировании эксплуатации скважины – одна из наиболее важных и актуальных задач при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений.

14

elib.pstu.ru

Помимо забойного давления и дебита, при выборе способа эксплуатации и оптимизации режима работы в качестве исходных данных необходимо иметь сведения, характеризующие:

–конструкцию скважины (глубина, диаметр, интервал перфорации, профиль ствола, смещение забоя);

–эксплуатационные объекты и их геолого-физических характеристики;

–ограничения по дебитам;

–пластовое давление;

–коэффициенты продуктивности(индикаторнаядиаграмма);

–состав и свойства нефти (плотность, вязкость в пластовых

иповерхностных условиях; объемный коэффициент; давление насыщения нефти газом; межфазное натяжение, температура насыщения нефти парафином);

–состав и свойства газа, газовый факторе;

–обводненность продукции, состав и свойства воды;

–дополнительные сведения (содержание АСПВ, механических примесей и др.).

15

elib.pstu.ru

3. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПЕРМСКОГО КРАЯ

При эксплуатации нефтедобывающих скважин Пермского края наблюдаются следующие виды осложнений (табл. 3.1):

–асфальтеносмолопарафиновые отложения (АСПО);

–высоковязкие эмульсии (ВВЭ);

–коррозия глубиннонасосного оборудования;

–отложения минеральных солей;

–механические примеси;

–гидратообразование;

–высокий газовый фактор.

Образование АСПО в добывающих скважинах – наиболее распространенный на месторождениях вид осложнений при эксплуатации.

16

elib.pstu.ru

4. ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ОБРАЗОВАНИЮ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В СКВАЖИНАХ

Нефть различных месторождений и залежей характеризуются большим разнообразием химического состава и физикохимических свойств. В физико-химическом отношении нефть – сложная дисперсная система, в которой особую роль играют асфальтены и смолы [11, 12, 26 и др.]. Макромолекулы асфальтенов, находясь в коллоидном состоянии, могут выполнять роль центров притяжения и осаждения молекул растворенных в нефти смол. Образующиеся асфальтеносмолистые комплексы (АСК) взаимодействуют с находящимися в пределах их влияния (действия, притяжения) молекулами жидких углеводородов [11, 12]. При температуре ниже температуры начала кристаллизации твердых парафинов последние в виде мельчайших частиц коагулируют с АСК, в результате формируются асфальтеносмолопарафиновые комплексы (АСПК). Кристаллизация происходит при температурах ниже 25–35 °С. Размеры основной части образующихся микрокристаллов парафинов составляют от 5 до 15 мкм [45], то есть по мере кристаллизации твердых парафинов нефть превращается в дисперсную систему типа суспензии.

При движении нефти в подъемных трубах добывающих скважин частицы АСК адсорбируются на внутренней поверхности труб, формируя слой асфальтеносмолистых веществ. Этот процесс становится более интенсивным при давлении ниже давления насыщения нефти газом, когда содержание в нефти низкомолекулярных наиболее легких углеводородов в связи с переходом их в свободную газовую фазу уменьшается и нефть становится перенасыщенной смолами и парафином. По мере снижения давления и температуры начинается образование в объеме нефти кристаллов твердых парафинов, адсорбирующихся на АСК, в том числе на слое асфальтеносмолистых веществ,

17

elib.pstu.ru

покрывающих омываемые поверхности труб и другого оборудования. При температуре ниже температуры кристаллизации интенсивность выделения из нефти твердых парафинов усиливается, формируются более крупные ассоциации кристаллов парафина и АСК, плотность которых отличается от плотности нефти. В поднимающемся потоке эти частицы оттесняются к поверхности подъемных труб, на которой формируется слой асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ) с увеличивающимся (по направлению потока) содержанием твердых парафинов. Существенное влияние на процесс образования отложений оказывают частицы механических примесей и образующиеся в объеме нефти микропузырьки газа [42], а также электрокинетические явления, магнитоэлектрические свойства дисперсной фазы в нефти. До начала интенсивной кристаллизации твердых парафинов протекающие процессы в большей степени определяются действием сил межмолекулярного взаимодействия. По мере формирования под влиянием когезии и адсорбции крупных частиц дисперсной фазы усиливается роль сил, связанных с поверхностными электрическими зарядами, а также влияние гидродинамических факторов (перенос частиц, в том числе в направлении, перпендикулярном движению потока).

Установлено [23], что асфальтеносмолопарафиновые вещества могут активно участвовать в образовании в скважинах осадка сложного состава, включающего АСПО, минеральные соли (гипс, кальцит) и сульфид железа. При этом АСПВ выполняют роль своеобразного «инициатора» процесса, являясь основой для образования других видов отложений. Твёрдые углеводороды нефти при подъёме в скважинах за счет высокой смачиваемости металлических поверхностей образуют при адсорбции на них тонкие гидрофобные пленки. Создается разность полярности и потенциалов между гидрофобизированной поверхностью и прилегающими к ним слоями жидкости. Образующиеся кристаллы солей, сульфида железа и АСПО притягиваются к поверхности труб и скважинного оборудования. Усиление про-

18

elib.pstu.ru

цесса образования частиц АСПО по мере снижения температуры жидкости и выделения из нефти растворенного газа в свободную фазу ведет к обволакиванию кристаллов и притягиванию новых частиц солей и сульфида железа из объема жидкости к формирующимся конгломератам. В свою очередь частицы сульфида железа в объеме жидкости выполняют роль центров зарождения и роста кристаллов солей.

Установлено, что в осадках сложного состава доля АСПО значительно увеличивается при соотношениях (А+С)/П

менее 9–10 [24].

Проблему совместного образования АСПО и сложных осадков целесообразно решать путем применения химических реагентов, применяя ингибиторы солеобразования и образования АСПО, то есть реагенты с комплексными свойствами. Исследования и промысловый опыт (НГДУ Краснохолмскнефть ОАО «НК «Башнефть») показали высокую эффективность в качестве такого реагента Реапона ИФ, имеющего свойства деэмульгатора, ингибитора АСПО и коррозии, бактерицида по отношению к сульфатвосстанавливающим бактериям.

В отношении разработки и применения магнитных систем исследователи [7, 41] сходятся во мнении, что под действием поля постоянных магнитов или электромагнитов коллоидные частицы железа и асфальтенов становятся центрами роста ми- целл-кристаллов парафина, при этом существенную роль в процессе выноса АСПО играют газовые пузырьки, образование которых связано с действием магнитного поля. Кристаллизация веществ, растворенных в жидкости, включает три стадии: достижение перенасыщения, образование зародышей (центров кристаллизации) и рост кристаллов. На процесс образования центров кристаллизации влияют различные факторы, включая наличие мехпримесей (коллоидных частиц), механические и ультразвуковые воздействия, электрические и магнитные поля. Постоянное магнитное поле оказывает ориентирующее действие

19

elib.pstu.ru

на молекулы жидкости и сдвигает кривую зарождения зародышей (центров кристаллизации) всторону более низких температур.

Температура кристаллизации асфальтенов, расворенных в нефти смол и парафинов достигается, в первую очередь, у стенок НКТ и скважинного оборудования, где и появляются первые центры кристаллизации. Граница «металл-жидкость» может рассматриваться и как граница раздела фаз, на которой, независимо от изменения температуры, также имеются условия для зародышеобразования. После образования центров происходит активный рост кристаллов АСПО или других веществ. Кристаллы АСПО характеризуются положительной магнитной восприимчивостью за счет парамагнетизма асфальтенов и ферромагнетизма частиц железа, всегда присутствующих в жидкости и в АСПО. Под действием магнитного поля происходит активная кристаллизация компонентов АСПО в объеме жидкости. Этот процесс существенно зависит от вязкости системы: с ее увеличением для омагничивания и ускорения кристаллизации в объеме жидкости требуется большее время или большая величина магнитного поля.

Отложению асфальтенов, смол и твердых парафинов на поверхностях скважинного оборудования и нефтепроводов способствуют:

1)снижение температуры нефти до температуры насыщения (температура кристаллизации) её парафином, в том числе за счет расширения газовой фазы;

2)снижение давления по мере продвижения нефти в подъемных трубах и в системах сбора скважинной продукции и переход растворенного в нефти газа в свободное состояние: для дегазированной нефти увеличивается температура насыщения её твёрдыми парафинами, а при адсорбции последних на пузырьках газа происходит более интенсивный перенос парафина

комываемым поверхностям;

20

elib.pstu.ru