437

Таблица 7 . 7 Результаты определения температуры насыщения нефти

парафином для дегазированной нефти (Ножовская группа месторождений, пласты Тл)

Рис. 7.7. Определение глубины начала интенсивной парафинизации в скв. 318 Бугровского месторождения (пласт Тл)

62

elib.pstu.ru

В качестве примера на рис. 7.7 с учётом уравнений, записанных в разделах 7.2 и 7.3, построено распределение температуры насыщения нефти парафином для скв. 318 Бугровского месторождения (глубина начала интенсивной парафинизации составляет 701 м).

7.5.Определение глубины начала интенсивной парафинизации добывающих скважин

Интенсивное выделение из нефти твердых асфальтеносмолопарафиновых веществ начинается при снижении температуры потока до температуры насыщения нефти парафином.

С учётом исследований, проведённых в разделах 7.2–7.4, математическая модель определения глубины начала интенсивной парафинизации скважинного глубиннонасосного оборудования имеет следующий вид:

На рис. 7.8 и 7.9 приведены результаты расчётов с применением системы (7.49) термодинамических условий образования асфальтеносмолопарафиновых отложений для скважин Уньвинского и Шершнёвского месторождений. Точке пересечения кривых распределения температуры потока и температуры насыщения нефти парафином соответствует глубина начала интенсивной парафинизации скважинного оборудования.

63

elib.pstu.ru

8. МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ ОБРАЗОВАНИЯ И УДАЛЕНИЮ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

1.Основой АСПО являются твёрдые парафиновые углеводороды (П), смолы (С) и асфальтены (А).

2.В зависимости от относительного содержания в АСПО парафинов, асфальтенов и смол различают три типа отложений:

3.В пластовых условиях парафины и смолы растворены в нефти, асфальтены частично могут находиться в растворённом состоянии, частично– в виде коллоидных частицв объёменефти.

4.С увеличением отношения А/С ускоряется процесс осаждения этих веществ на стенках труб и оборудования в скважинах, особенно при А/С > 0,6…0,8.

5.Образования из молекул асфальтенов с адсорбированными на их поверхности смолами в процессе уменьшения давления

итемпературы выполняют роль центров кристаллизации твёрдых парафинов. Процесс кристаллизации может начинаться при температуре, выше температуры насыщения нефти парафином, особенно при выделении растворённого в нефти газа в свободную фазу.

6.Значительное усиление кристаллизации парафина имеет место при температурах ниже температуры насыщения нефти парафином (температура кристаллизации парафина).

7.Процесс кристаллизации протекает более интенсивно в слоях нефти, прилегающих к стенкам НКТ и к поверхностям скважинного оборудования.

65

elib.pstu.ru

8.При снижении температуры нефти в ней кристаллизуются сначала тугоплавкие парафиновые углеводороды, выделение которых из нефти может происходить уже при температуре

30 °С.

9.С увеличением содержания в нефти тугоплавких парафинов и церезинов интенсивность образования АСПО усиливается.

10.Температура насыщения нефти парафином увеличивается (бывает более высокой) с увеличением содержания в ней твёрдых парафиновых углеводородов.

11.В состав тугоплавких углеводородов, помимо парафинов, входят нафтеновые и ароматические углеводороды. Они сильнее поляризуются, частицы их меньше сцепляются друг с другом и образуют менее плотные отложения, легче поддаются растворению. Нормальные парафиновые углеводороды меньше поляризуются, легче сцепляются и образуют более плотные и плохо растворимые отложения.

12.Высокое содержание ароматических и нафтеновых углеводородов снижает адгезию и когезию (сцепление молекул в фазе) парафинов.

13.При выделении из перенасыщенных попутных вод в виде осадка минеральных солей, образовании сульфида железа процессы кристаллизации и образования осадка на металлических поверхностях взаимно усиливаются, что может приводить

кобразованию сложных многокомпонентных и трудно разрушаемых отложений.

14.При движении нефти в НКТ асфальтены, мельчайшие комплексы асфальтенов и смол гидрофобизируют поверхность металла даже при наличии воды в скважинной жидкости, поэтому кристаллизация твёрдых парафинов и образование АСПО имеют место и при высокой обводненности нефти.

15.Шероховатость стенок НКТ и металлических поверхностей скважинного оборудования создаёт благоприятные условия

66

elib.pstu.ru

для более интенсивного образования АСПО и других отложений.

16.Увеличение скорости движения жидкости в НКТ снижает интенсивность образования АСПО, способствует отрыву частиц отложений с парафинящихся поверхностей и их выносу. При увеличении скорости потока снижается темп охлаждения поднимающейся в скважине жидкости.

17.Под действием магнитного поля усиливается процесс формирования из асфальтено-смолистых комплексов и частиц мехпримесей центров кристаллизации твёрдых углеводородов в объёме жидкости. Крупные кристаллические образования выносятся потоком жидкости на поверхность.

18.С ростом числа центров кристаллизации под действием магнитного (электромагнитного, электрического) поля многократно увеличивается удельная поверхность (поверхность раздела фаз), поэтому процесс формирования отложений перемещается с поверхности оборудования в объём жидкости.

19.Процесс образования АСПО усиливается (ускоряется) в скважинах при частых их остановках (при периодических простоях скважин).

20.Температура кристаллизации твёрдых парафинов увеличивается при повышении давления и при разгазировании нефти. Поэтому в скважинных условиях снижение давления, с одной стороны, способствует уменьшению температуры насыщения нефти парафином, а с другой – из-за разгазирования нефти – увеличивает эту температуру. Обычно второй фактор оказывает большее влияние на процесс, поэтому температура насыщения нефти парафином по мере подъёма её в скважинах увеличивается. Температура насыщения для дегазированной нефти больше, чем для этой же нефти в пластовых условиях.

21.Образование асфальтеносмолопарафиновых отложений происходит на поверхностях насосно-компрессорных и обсадных труб, на скважинном оборудовании (элементы скважинных насосов, насосные штанги и др.). Толщина образующихся отло-

67

elib.pstu.ru

жений со временем увеличивается, что ведёт к увеличению гидравлических сопротивлений при движении жидкостей или газожидкостных смесей, приводит к сбою в работе клапанов штанговых насосов, к увеличению нагрузок на насосные штанги. Отложения АСПО могут полностью перекрывать рабочие каналы в погружных центробежных электронасосах, в штанговых насосах, в насосно-компрессорных трубах. В результате уменьшаются дебиты скважин, нарушается нормальная работа скважинных насосов, может происходить полная закупорка подъёмных труб с потерей циркуляции. Ликвидация запарафинивания скважин требует проведения различных работ на скважинах (промывки нагретыми агентами, углеводородными растворителями, обработка электронагревателями и др.) вплоть до проведения подземных ремонтов по депарафинизации.

22.Удаление АСПО с поверхностей НКТ и скважинного оборудования может быть выполнено с применением механических средств (скребки), тепловых обработок (промывки нагретой нефтью, нагретой водой с ПАВ, экзотермические реакции, электронагреватели и др.) и углеводородных растворителей (удалители АСПО).

23.Углеводородные растворители АСПО – это, главным образом, вещества природного характера: газоконденсат, газовый бензин, смесь сжиженных нефтяных газов, лёгкая нефть. Химический состав таких удалителей – в основном лёгкие

фракции парафиновых углеводородов С3-С6, они плохо растворяют смолы и асфальтены. Для АСПО с высоким содержанием смол и асфальтенов (асфальтеновый тип) следует применять удалители на основе сырья нефтепереработки и нефтехимии, включающие нафтеновые и ароматические углеводороды.

24.Для АСПО сложного состава более эффективны удалители, представляющие собой смесь парафиновых и ароматических углеводородов (типа СНПХ-7р).

68

elib.pstu.ru

25.Добавка в растворители поверхностно-активных веществ усиливает диспергирующие свойства удалителей. Стоимость реагентов увеличивается при этом на 20…25 %.

26.Повышение температуры при обработке скважин углеводородными растворителями и растворами ПАВ способствует более быстрому и полному удалению АСПО.

27.При высоком содержании в АСПО высокоплавких углеводородов (церезины, тугоплавкие парафины) эффективность тепловых обработок снижается, более эффективно применение растворителей.

28.Растворы ПАВ (удалители на водной основе) являются,

восновном, моющими веществами, обеспечивающими диспергирование и отмыв АСПО. При контакте с АСПО водные растворы ПАВ проникают в глубь отложений, диспергируют их и ослабляют (вплоть до разрушения). Такие вещества менее опасны и токсичны, создают на поверхности металла гидрофильные плёнки, поэтому положительное действие их сохраняется на некоторое время после обработок.

29.Предупреждение образования АСПО, других отложений может быть осуществлено с помощью химических реагентов (ингибиторов), магнитных устройств, нагревателей (греющие кабельные линии и др.).

30.Промысловой практикой установлено: для низкодебитных скважин более эффективны химические методы предупреждения образования АСПО, при средних дебитах – механические и тепловые методы удаления отложений, при высоких дебитах – защитные покрытия. Чётких границ для отнесения скважин к той или иной группе (по дебиту) не установлено.

31.В целом химические методы предупреждения образования АСПО в скважинах следует применять при:

– низких дебитах;

– невысокой обводнённости;

– высоких давлениях насыщения нефти газом (более 11 МПа);

69

elib.pstu.ru

–высоких значениях Тнас (температура насыщения нефти парафином, более 20°С);

–высокой газонасыщенности нефти (Гн>60 м3/т);

–высоком содержании тугоплавких парафинов, церезинов;

–высоком содержании асфальтено-смолистых веществ.

32.При выборе реагентов-ингибиторов и реагентов – удалителей АСПО следует учитывать:

– степень изученности реагента и подготовленности его (по степени изученности) к применению;

– влияние реагента на качество добываемого продукта (на процессы сбора иподготовки нефти, на качество товарной нефти);

– технологические свойства реагента (удобство в применении, дозировании, безопасность в работе, эффективное предупреждение образования АСПО);

– экономические показатели (капитальные вложения, эксплуатационные затраты).

33.Постоянная дозировка ПАВ-ингибиторов АСПО способствует образованию на поверхности труб и скважинного оборудования гидрофильной плёнки и диспергированию твёрдых отложений.

34.Ингибитор следует вводить в скважину в зону, где процесс кристаллизации твёрдых парафинов ещё не происходит

(в зону, где Т > Тнас, Р > Рнас).

35.Реагенты – депрессаторы предотвращают рост кристаллов и образование твёрдых структур. Такие реагенты наиболее эффективны при низком содержании асфальтенов и смол.

36.Применению ингибиторов должна предшествовать тщательная очистка НКТ и скважинного оборудования от отложений.

37.Для успешной борьбы с АСПО и с другими отложениями в скважинах необходимо знать:

– температуру потока в скважине (изменение температуры

винтервалах скважины от забоя до устья);

– давление (изменение давления);

70

elib.pstu.ru