Содержание к диссертации
Введение
1. Исследование состава и условий образования твердых отложений в насосно-компрессорных трубах скважин с высокопарафинистой нефтью Мядсейского и Тобойского месторождений 9
1.1. Краткие сведения о залежах и физико-химических свойствах высокопарафинистых нефтей месторождений 9
1.2. Характер отложения АСПВ на поверхности НКТ и влияние на него шероховатости труб 18
1.3. Методы прогнозирования отложений АСПВ в подземном оборудовании скважин 23
1.4. Групповой состав углеводородов твердых отложений, отобранных с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб скважин 32
Выводы 48
2. Исследование условий кристаллизации парафиновых углеводородов и отложений АСПВ на поверхности оборудования скважин 49
2.1. Кристаллизация парафиновых углеводородов и факторы, влияющие на образование твердых отложений 49
2.2. Моделирование отложений АСПО и результаты исследования динамики их роста на поверхности НКТ скважин 62
2.3. Математическая модель скорости осаждения АСПО 76
Выводы 81
3. Исследование образования твердых отложений АСПВ в термобарических условиях движения свойств 82
3.1. Моделирование отложения АСПВ при термобарических условиях скважин с использованием глубинных проб нефти 82
3.2. Методика и результаты изучения напряжений сдвига АСПО при различных составах отложении 89
Выводы 95
4. Анализ методов предупреждения образования твердых отложений в скважинах и результаты применения тепловых обработок 96
4.1. Краткий обзор существующих методов депарафинизации скважин 96
4.2 Опытно-промышленные испытания греющих кабелей для предупреждения образования АСПО в скважинах с высокопарафинистой нефтью 117
Выводы 124
Основные выводы и рекомендации 125
Список литературы 127
- Характер отложения АСПВ на поверхности НКТ и влияние на него шероховатости труб
- Моделирование отложений АСПО и результаты исследования динамики их роста на поверхности НКТ скважин
- Методика и результаты изучения напряжений сдвига АСПО при различных составах отложении
- Опытно-промышленные испытания греющих кабелей для предупреждения образования АСПО в скважинах с высокопарафинистой нефтью
Введение к работе
Актуальность проблемы
Эксплуатация нефтяных скважин во многих регионах страны осложнена образованием твердых асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в подземном оборудовании. Такие осложнения частично или полностью перекрывают проходное сечение насосно-компрессорных труб (НКТ) на глубинах до 600...800 м, являясь причиной роста нагрузок на оборудование скважин и снижения подачи погружных насосов.
Проблема борьбы с АСПО, несмотря на период существования, исчисляемый десятками лет, в полной мере до сих пор не решена. Эти отложения имеют широкие интервалы изменения своего состава, отличаются по своим физико-химическим и механическим свойствам, образуются в разных термобарических условиях подъема жидкости в скважинах.
Известны различные способы и разработанные технологии предупреждения образования АСПО и их удаления с поверхности подземного оборудования. Эти технологии не носят универсальный характер и поэтому не могут применяться в каждом регионе по технико-экономическим соображениям.
Наиболее показательным по глубине и масштабам этой проблемы является Тимано-Печорская провинция нефтеносности, месторождения которой отличаются высоким содержанием парафина в нефти, доходящим до 9% масс. На месторождениях нефти ОАО «Нарьянмарнефтегаз», к примеру, межочистной период скважин с отложениями АСПО может составлять около 15 часов.
Совершенно очевидно, что для успешной борьбы с АСПО в этом регионе необходимо располагать сведениями о термобарических условиях подъема продукции скважин, температуре начала кристаллизации парафиновых углеводородов, групповом составе АСПО, а также скорости отложения АСПО в насосно-компрессорных трубах.
Цель работы
Повышение эффективности эксплуатации скважин добывающих высокопарафинистую нефть путем совершенствования способов борьбы с АСПО на базе лабораторных и промысловых исследований их состава, характера и скорости формирования отложений в насосно-компрессорных трубах.
Основные задачи исследования
-
Исследование физико-химических свойств высокопарафинистых нефтей и группового состава отложений высокомолекулярных соединений и термобарических условий кристаллизации парафина в колонне НКТ добывающих скважин.
-
Исследование температуры начала кристаллизации парафиновых углеводородов в зависимости от давления, плотности и молекулярной массы нефти, а также напряжений сдвига АСПО на поверхности труб.
-
Исследование динамики образования осадков АСПО и влияния на массу твердого осадка скорости подъема пластовой жидкости в НКТ, температуры и периода эксплуатации скважины, а также определение эмпирических коэффициентов соответствующих корреляций.
-
Внедрение результатов исследования по борьбе с образованием АСПО в скважинах при добычи высоковязкой нефти.
Научная новизна
-
Установлена температура начала кристаллизации парафиновых углеводородов нефтей Мядсейского и Тобойского месторождений, соответствующая 47...50С при давлении 30 МПа. При снижении давления до 10 МПа происходит рост температуры на Ю...18С в зависимости от физико-химических свойств нефти.
-
Установлено, что определяющую роль в формировании твердых отложений АСПО в колонне НКТ играют углеводороды С19 -С3з- Выявлено
влияние температуры на напряжения сдвига этих отложений с поверхности труб.
3. Выявлены экспериментальные значения коэффициентов в зависимостях массы толщины отложившихся осадков АСПО от скорости подъема пластовой жидкости по колонне НКТ, температуры и продолжительности контакта жидкости с поверхностью труб.
4.Выявлено существование промежуточного слоя между твердыми отложениями АСПО и потоком нефти в трубах с вязкостью, значительно превышающий вязкость добываемой нефти. Промежуточный слой завершает перекрытие сечения насосно-компрессорных труб отложениями АСПО.
Практическая ценность
1.Выполнены исследования физико-химических свойств нефтей и группового состава твердых отложений в колоннах НКТ скважин Мядсейского и Тобойского месторождений, показавших содержание в них до 41,5% парафина, 56,6% смол и 8,7% асфальтенов.
2.Разработан лабораторный стенд и методика исследования термобарических условий кристаллизации парафиновых углеводородов и накопления твердых осадков на металлической поверхности.
3.Установлено, что наиболее эффективным средством предупреждения отложений АСПО в подземом оборудовании является тепловое воздействие с применением греющего кабеля. Дополнительная добыча от их применения на скважинах ОАО «Нарьянмарнефтегаз» в период с 2009 по 2010г.г. составил 33 327 тонн.
Основные защищаемые положения
-
Результаты исследования группового состава и физико-химических свойств твердых отложений в колоннах НКТ скважин нефтяных месторождений Тимано-Печорской провинции.
-
Экспериментальные зависимости температуры кристаллизации и скорости образования парафиносодержащих отложений в НКТ от
термобарических условий подъема нефти и продолжительности ее контакта с металлом.
3. Метод борьбы с образованием твердых осадков в колонне НКТ тепловым воздействием с помощью греющего кабеля.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Область исследования включает разработку методик расчета условий образования парафиносодержащих отложений в скважинах и метода предупреждения осложнений в механизированной добыче нефти.
Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно: пункту 4: «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов»
Апробация результатов работы
Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: научно - технических советах ООО «Нарьянмарнефтегаз», семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» ТюмГНГУ (2007 - 2010 г.г.).
Публикации
Результаты выполненных исследований отражены в 6 печатных работах, в том числе в 3 изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Объем и структура работы
Диссертационная работа изложена на 139 страницах машинописного текста, содержит 49 таблиц, 41 рисунок. Состоит из введения, четырех
разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 137 наименований.
Характер отложения АСПВ на поверхности НКТ и влияние на него шероховатости труб
Согласно ряда исследований [123-137] состав АСПВ, отложившихся на внутренней поверхности НКТ, содержит смолы, асфальтены, парафиновые углеводороды, кварцевый песок, воду и др. компоненты. Связующим звеном, обеспечивающим консистентность (твердость) отложений, является парафин. Без его связывающего действия образование твердых отложений становится менее вероятным.
Причины образования твердых отложений достаточно изучены. К ним относятся снижение давления в скважине и выделение газовой фазы, изменение скорости движения пластовой жидкости в стволе скважин и снижение температуры жидкости. Основной причиной начала кристаллизации парафина и его отложение на стенках НКТ является достижение температуры определенной величины.
В [126] показано, что разгазирование нефти на приеме насоса и далее в верхних участках НКТ приводит к нарушению фазового равновесия углеводородов и выпадению парафина. Иными словами, процесс образования твердых осадков АСПВ возможен при давлениях в системе ниже давления насыщения нефти газом.
В [123] показано влияние различных факторов на интенсивность отложения парафина в трубах, которая описывается зависимостью.
С ростом скорости интенсивность отложений вначале возрастает, что объясняют увеличением турбулизации потока и, следовательно, увеличением частоты образования и отрыва пузырьков от поверхности трубы.
Дальнейший рост скорости ведет к уменьшению интенсивности отложений: большая скорость движения смеси позволяет удерживать кристаллы парафина во взвешенном состоянии и выносить их из скважины.
Движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем и можно объяснить резкое снижение отложений в интервале 0-50 м от устья (см.рис.1.1). Это подтверждается и практикой эксплуатации высокодебитных скважин, в которых величина отложений и интенсивность их образования значительно меньше, чем в малодебитных и особенно в периодически работающих скважинах. В последних при остановке нефть в подъемных трубах стекает вниз, а кристаллы парафина, ранее присутствовавшие в ней во взвешенном состоянии, оседают на отложившемся парафине, увеличивая толщину слоя. При больших скоростях движения поток охлаждается
Кроме того [126], на процесс отложения парафина на поверхности насосно-компрессорных труб влияют адсорбционные факторы на границе «металл-парафин». В случаях сниженной адсорбционной способности этой границы процесс осадкообразования происходит менее интенсивно.
На процесс отложения АСПВ влияет механическое состояние поверхности металла (шероховатость, наличие мехпримесей и т.д.). Увеличение шероховатости приводит к более быстрому образованию твердого осадка. Не случайно, в старых нефтяных регионах России одним из способов борьбы с парафиноотложениями было остекловывание внутренней поверхности НКТ. Благодаря практическому отсутствию шероховатости поверхности стекла и плохой адгезии парафина в регионах удавалось в значительной степени уменьшать и предупреждать отложение парафина в скважинах.
В.А. Рассказов, В.Я. Миронов [126] и другие исследователи показали влияние шероховатости труб на интенсивность отложений АСПО (рис. 1.2). Выступы на поверхности труб являются очагами вихреобразования, разрыва слоя, замедлителями скорости движения жидкости у стенки трубы. Это служит причиной образования центров кристаллизации отложений, прилипания к поверхности труб, застревания между выступами и впадинами поверхности.
Практика эксплуатации НКТ с покрытиями из различных материалов подтвердила результаты теоретических исследований. при достижении температуры начала кристаллизации парафина в скважине начинается процесс его отложения на стенках НКТ. Толщина отложений АСПВ на стенках НКТ возрастает в направление к устью скважины. В верхних участках НКТ эта толщина может достигнуть величины зазора между НКТ и штангами, т.е. полностью перекрыть сечение НКТ. При этом дебит скважины также снизится практически до нуля, а нагрузки на оборудование возрастают до аварийных значений. Аварии произойдут при «зависании» колонны штанг при ходе вниз. Ход колонны вверх будет сопровождаться ударом и быстрым обрывом штанг [123].
Процесс отложения парафина происходит во времени.
В качестве иллюстрации на рис. 1.3 показано снижение относительного дебита скважин № 181 и № 192 Киенгопского месторождения во времени. На оси ординат отложено отношение текущего дебита к начальному, при котором отложения еще не были (после очередной обработки скважины).
Характер кривых показывает постепенное снижение относительного дебита скважины в начальный период эксплуатации, а затем резкое его снижение. Такой характер объясняется тем, что некоторое перекрытие живого сечения колонны НКТ незаметно влияет на ее пропускную способность. При малых зазорах между отложением парафина и штангами небольшое увеличение толщины парафина приводит уже к резкому снижению пропускной способности и к снижению дебита.
Моделирование отложений АСПО и результаты исследования динамики их роста на поверхности НКТ скважин
Моделирование термобарического режима работы скважин на отобранных пробах пластовой нефти проводится в два этапа.
На первом этапе имитируется процесс образования АСПО на модели НКТ с использованием полученных проб поверхностной разгазированной нефти при различных температурах, а именно 40, 30, 20, 10, 5 С.
Для моделирования условий отложения АСП была спроектирована и изготовлена специальная установка, поддерживающая термобарические условия, аналогичные скважинным (рис.2.8).
Моделирование работы НКТ скважин заключается в следующем.
В контейнер объёмом 1 л помещается проба нефти и нагревается до температуры 55С, эта температура выбрана исходя из максимальной температуры плавления осадка АСП, полученной при исследовании температур плавления осадков, извлечённых из колонны НКТ.
Нагретая нефть вытеснялась в модель НКТ водой из другого контейнера. Модель НКТ состоит из 9 отрезков трубок из малоуглеродистой трубной стали с внутренним диаметром 3 мм. Наборы из трёх последовательно соединённых трубок помещены в водяную рубашку, по которым осуществляется циркуляция воды с заданной вышеуказанной температурой. Циркуляция воды осуществляется с помощью жидкостных термостатов.
Давление в нагнетаемой нефти поддерживается на уровне 1,2 - 1,5МПа или при давлении, соответствующем данной температуре в колонне НКТ. Скорость истечения на уровне 1, 5, 10 см/сек и заданное давление поддерживались с помощью регулирующих вентилей.
Перед экспериментом каждый отрезок трубы взвешивается с точностью до 0,0001 г. После эксперимента трубки взвешиваются, и по приросту веса трубки определяется количество осадившегося АСП.
После пропускания 0,5 л нефти модель ставится вертикально для стекания нефти из трубок.
За один эксперимент прирост осадка составлял менее 0,1 г, в среднем 0,02 - ОД г. Одновременно при одной температуре находятся 3 трубки, т.е. осуществляются три параллельных измерения. Всего для получения зависимости объём пропущенной нефти (время контакта) - количество осадившегося АСПО пропускается 3 - 3,5 л нефти (проводится 6-7 экспериментов).
После пропускания 3-5 литров нефти через модель НКТ трубки модели промываются бензолом и прочищаются марлевым тампоном. Бензольный смыв АСПО направляется на хроматографическое исследование методом имитированной дистилляции.
Очищенные от отложений трубки используются для моделирования работы НКТ другой скважины. В результате исследований отмечено, что с помощью бензола и тампона полной очистки трубки от АСПО не происходит, это соответствует реальной нефтепромысловой практике очистке НКТ путём пропаривания.
В таблицах 2.2-2.14 приведены результаты проведения исследований по определению динамики образования осадка АСП из нефтей скважин 46 и 49 Мядсейского и скважин 11 и 101 Тобойского месторождений.
Первый эксперимент проводился на образце нефти скважины 11 Тобойского месторождения при температурах 40, 30, 20 С. По результатам можно заметить, что первоначально шло медленное накопление слоя АСПО. Начиная с одного литра пропущенной нефти произошло существенное ускорение скорости роста слоя АСПО, далее она принимает линейный характер.
Медленное первоначальное накопление АСПО объясняется двумя параллельно действующими факторами:
-исходные трубы НКТ представляют собой чистую гидрофильную поверхность хорошо смачиваемую водой и плохо смачиваемую парафином. смолами и асфальтенами, постепенно на поверхности металла образуется переходный слой из смол и асфальтенов, на который начинают осаждаться и молекулы парафинов.
- на исходной поверхности металла отсутствуют кристаллы парафинов, молекулы смол и асфальтенов, следовательно, отсутствуют своего рода зародыши кристаллов. С течением времени на дефектах поверхности металла, играющих роль центров кристаллизации, образуются зародыши кристаллов, которые впоследствии начинают укрупняться, покрывают поверхность металла, и скорость роста слоя АСПО стабилизируется.
Линии тренда для линейной зависимости имеют высокое значение достоверности аппроксимации 0,77 до 0,96 для температур 20, 30, 40 С.
Для скважин 101 Тобойского месторождения и 49 Мядсейского месторождения, рисунок 3.3. и 3.4, характер зависимости динамики осаждения АСПО отличается от скважин 41 и 11.
Анализ показал следующее:
1. В ряде случаев в интервале температур 5... 10С наблюдается рост скорости образования АСПО. При дальнейшем увеличении температуры происходит снижение скорости образования АСПО. При большей скорости течения (10 см/с) скорость образования АСПО не изменяется с ростом температуры.
2. Зависимость количества накопленного АСПО от температуры изменяется. Если для скважин 11 и 46 наблюдается последовательный рост количества осадка от уменьшения температуры, то для указанных скважин 101 и 49 он не наблюдается. Максимальное количество образовавшегося осадка приходится на температуру 30С, меньшее для 20С и самое меньшее при 40 С.
На поверхности трубок кроме слоя твёрдого парафина образуется слой относительно подвижного АСП, с вязкостью (напряжением сдвига) меньше. чем у АСПО, но больше чем у исходной нефти. Этот пристеночный слой повышенной вязкости находится в динамическом равновесии с потоком протекающей нефти, т.к. его вязкость (данные по напряжению сдвига нефти и пристеночного слоя будут представлены далее) сравнима с вязкостью нефти. Этот слой не может утолщаться бесконечно, при образовании определённой толщины слоя линейная скорость нефти возрастает и начинается его смыв. Дальнейший рост слоя АСПО происходит только за счёт сравнительно твёрдых отложений, смыв которых затруднён, а это возможно в зонах пониженной температуры, т.е. при температурах ниже температуры застывания пристеночного слоя. Рост твёрдых АСПО в дальнейшем носит линейный характер с высоким значением достоверности аппроксимации.
Методика и результаты изучения напряжений сдвига АСПО при различных составах отложении
Исследования напряжений сдвига АСПО необходимо для оценки параметров их механического удаления с использованием скребков, а также при очистке НКТ после подъема оборудования при ремонте скважины.
Для изучения напряжения сдвига была спроектирована и изготовлена специальная установка, представляющая собой следующую конструкцию.
На горизонтальной основе подвижно закреплялись два плоских образца малоуглеродистой стали. Образцы между собой скреплялись слоем расплавленного АСПО. На один образец через систему шкивов с помощью гибкой тяги подвешивался переменный груз и отмечался момент начала движения пластин относительно друг друга. По площади перекрытия пластин и массе груза рассчитывалось напряжения сдвига.
Вся конструкция за исключением груза помещалась в термостат с заданной температурой. Так как на значение напряжения сдвига может оказать влияние толщина испытываемого образца вещества, наносился слой вещества минимальной толщины. Толщина слоя контролировалась по сумме толщин пластин и вещества. Толщина в среднем составляла 0,05 - 0,1 мм.
Максимальная масса груза, используемого для определения напряжения сдвига, составляла 3 кг при площади перекрытия в 4,4 см2. Если этой массы груза было недостаточно для смещения пластин, площадь перекрытия уменьшали. Минимальная площадь перекрытия составляла не менее 1 см .
Изучение напряжения сдвига асфальтосмолопарфиновых отложений (АСПО), образующихся в насосно-компрессорных трубах (НКТ) при добыче высоковязких нефтей необходимо для разработки мероприятий, направленных на предупреждение их образования. От НС будет зависеть скорость спуска скребка, скорость образования слоя АСПО, а также степень самоочистки скважины при срыве отложений потоком нефти. Для скважин Мядсейского и Тобойского месторождений, характеризующихся высоким содержанием парафинов в нефти (до 8 %) эта проблема особенно актуальна, так как даже ежедневное скребкование скважин не дает нужного эффекта.
Для исследования напряжения сдвига в ТюмГНГУ была разработана экспериментальная установка. На горизонтальной основе подвижно закреплялись два плоских образца малоуглеродистой стали. Образцы между собой скреплялись слоем расплавленного АСПО. На один образец через систему шкивов с помощью гибкой тяги подвешивался переменный груз и отмечался момент начала движения пластин относительно друг друга. По площади перекрытия пластин и массе груза рассчитывалось напряжения сдвига. Вся конструкция за исключением груза помещалась в термостат с заданной температурой. Так как на значение напряжения сдвига может оказать влияние толщина испытываемого образца вещества, наносился слой вещества минимальной толщины. Толщина слоя контролировалась по сумме толщин пластин и вещества. Толщина в среднем составляла 0,05 - 0,1 мм. Максимальная масса груза, используемого для определения напряжения сдвига, составляла 3 кг при площади перекрытия в 4,4 см . Если этой массы груза было недостаточно для смещения пластин, площадь перекрытия уменьшали. Минимальная площадь перекрытия составляла не менее 1 см .
Для оценки работоспособности предлагаемого устройства на первоначальном этапе проведены испытания товарного парафина, напряжение сдвига которого определяется ТУ 6-15-678-82 и достигает высоких значений 200 КПа. Результаты пробных исследований показали, что до температуры в 35С предлагаемое устройство показывает достовернее результаты, после этой температуры движение пластин происходит за счет разрыва по границе «парафин - металл». Целью проводимых исследований было выявление влияния состава и глубины образования АСПО на напряжение сдвига. Для исследования были взяты пробы парафина со стенки НКТ по всему интервалу, то есть пробы с высокой достоверностью отражают реальные физические параметры АСПО. Результаты исследований приведены на рисунках 3.2 - 3.4.
Максимальное напряжение сдвига АСПО заметно выше значений максимального напряжения сдвига для чистого парафина. Это можно объяснить как большей адгезией компонентов АСПО к металлу за счет смол и асфальтенов, так и за счет того, что смолы и асфальтены цементируют отдельные кристаллы парафина, предотвращая их перемещение, относительно друг друга и увеличивая напряжение сдвига. Характер изменения напряжения сдвига по глубине и температуре от характера изменения напряжения сдвига для чистого парафина не изменяется: на определенной глубине - 400 м (температура около 5С) происходит быстрое уменьшение напряжений сдвига в 4 раза. Это снижение меньшее, чем для чистого парафина, но, тем не менее, весьма заметное. Отличие заключается в сравнительно низкой температуре начала заметного уменьшения напряжения сдвига (оно составляет всего 5С) и в сравнительно высоких напряжениях сдвига при стабилизации зависимости: сдвиг - температура.
Полученный вид кривой объясняется, вероятно тем, что кристаллы парафина образуют скелет (каркас) АСПО. Смолы и асфальтены являются цементирующими компонентами, скрепляющими кристаллы парафина. При увеличении температуры легкие углеводороды размягчают асфальтены и смолы, что приводит к уменьшению температуры плавления каркаса и, соответственно, к уменьшению напряжения сдвига всего АСПО. Наличие высокого содержания смол, как в исходной нефти, так и в осадке, не приводит к образованию прочных асфальтосмолопарафиновых отложений.
При сравнении физико-химических свойств АСПО скважин 11 и 101 видно (табл. 3.6), что в отложениях скважины № 101 больше твердых компонентов (сумма асфальтенов и смол), чем в отложениях скважины 11. АСПО скважины 101 содержат заметно меньшее количество легких углеводородов, обладают большей плотностью, образованы из более вязкой тяжелой нефти. Более тяжелая вязкая нефть, содержит меньшее количество легких компонентов, хуже растворяет тяжелые смолы и парафины, меньше стабилизирует асфальтены. Это способствует выпадению из нефти скважины 101 тяжелого осадка, соответственно содержащего меньшее количество легких углеводородов и большее количество тяжелых углеводородов, которые хуже растворяют смолы и парафины, способствуя образованию тяжелого осадка АСП с прочным пространственным каркасом. Прочный пространственный каркас меньше поддается деформации и обладает большим напряжением сдвига.
Из приведенных рисунков видно, что значения напряжения сдвига АСПО, полученные различными способами, меньше, но сопоставимы со значениями напряжений сдвига АСПО скважины 11 Тобойского месторождения. В то же время напряжения сдвига в 10-20 раз ниже напряжений сдвига чистого парафина и АСП отложений скважины 101 Тобойского месторождения. Сравнительно низкие значения напряжений сдвига для осадков скважины 46 Мядсейского месторождения можно объяснить следующим: фракционный состав асфальтосмолопарафиновых отложений, полученный методом имитированной дистилляции, показывает высокое содержание легких углеводородов (35,81 %) по сравнению с 25,71 % этих углеводородов в отложениях скважины 11 Тобойского месторождения. Значительно меньше этот осадок содержит и парафина, всего 8,5 % по сравнению с 25 - 40 % парафина в отложениях скважины 11 и 101 Тобойского месторождения. В целом по своему составу осадок скважины 46 Мядсейского месторождения приближается к составу нефти этой скважины.
Вероятно, что кристаллы парафина образуют скелет (каркас) АСПО. Смолы и асфальтены являются цементирующими компонентами, скрепляющими кристаллы парафина. Легкие углеводороды размягчают асфальтены и смолы, что приводит к уменьшению температуры плавления каркаса и, соответственно, к уменьшению напряжения сдвига всего АСПО. Наличие высокого содержания смол, как в исходной нефти, так и в осадке, не приводит к образованию прочных асфальтосмолопарафиновых отложений.
Из результатов проведенных исследований величины напряжения сдвига АСПО при различных температурах можно сделать следующие выводы;
напряжение сдвига АСПО стремится к нулю при температурах в районе 30-45С;
при более высоких температурах напряжение сдвига АСПО из нефтей Тобойского месторождения (особенно скв. 101) выше, чем у нефтей Мядсейского месторождения, что объясняется различием фракционного состава.
при низких температурах важную роль в образовании АСПО играет “промежуточный слой”, способный перекрыть сечение НКТ.
Опытно-промышленные испытания греющих кабелей для предупреждения образования АСПО в скважинах с высокопарафинистой нефтью
Греющий кабель длиной 1000 м был спущен в скважину № 449 Родниковского месторождения. С его помощью температура откачиваемой из скважины жидкости была повышена е 8 до 35-37 градусов, что на один-два градуса выше точки выпадения парафинов. Через три мееяца эксплуатации НКТ были извлечены из скважины без признаков АСПО.
Также испытывались более мощные установки с длиной кабеля 1500 м. Для этого были выбраны две наиболее проблемные в эксплуатации скважины № 174 и 450 Родниковского месторождения. По ним также был достигнут положительный результат.
Достаточным преимуществом этого способа борьбы с отложениями является высокая технологичность. Он позволяет полностью отказаться от скребков, промывки труб горячей нефтью, обработки ингибиторами парафиноотложений, полностью решает проблему с выносом парафина не только из НКТ, но и выкидной линии.
Кроме того, при помощи греющих кабелей можно решить проблему повышенной вязкости извлекаемой нефти.
К примеру, вязкость нефти в карбонатных коллекторах НГДУ «Нурлатнефть» на порядок выше, чем в соседних регионах и по ОАО «Татнефть» в целом. Как показал анализ коэффициента вытеснения нефти из карбонатных коллекторов, при увеличении вязкости нефти более 100мПа с коэффициент вытеенения уменьшается почти в 2 раза. Это обстоятельство приходится учитывать при поиске путей снижения вязкости нефти для обеспечения полноты выработки карбонатных коллекторов. Проблема разработки месторождений НГДУ «Нурлатнефть» заключается в том, что естественные температурные условия в пласте практически не обеспечивают необходимой подвижности нефти при ее фильтрации к забоям добывающих скважин.
В таких условиях процессы добычи, сбора и подготовки нефти, ремонтные работы осложняются комплексом проблем.
Для испытания данной технологии была подобрана скважина 1109 месторождения «Граничное», пробуренная в 2003 г. При освоении бобриковского горизонта с интервалом перфорации 1407,9-1414,2 м из-за большой вязкости продукции (более 6000 мм2/с) специалисты не смогли взять глубинную пробу. Нагревательный кабель был помещен в затрубное пространство обсадной колонны. В результате работы установки прогрева скважины (УПС температура выходящего потока на устье повысилась до 15С, соответственно, вязкость нефти снизилась с 22849 до 5258 мм /с. Буферное давление упало до 0,8-1,0 МПа, а температура греющего кабеля составила 86С. Таким образом, после проведения пуско-наладочных работ и мероприятий по выводу скважины на режим скважина 1109 заработала.
В настоящее время она находится в режиме постоянной эксплуатации с дебитом 1,8 т/сутки. Кинематическая вязкость продукции с 6 тыс. мм2/с снизилась до 1200. Температура добываемой жидкости, в зависимости от температуры окружающей среды, колеблется от 6 до 20 С. Что касается температуры греющего кабеля, то она составляет 80-90С.
На фонтанных скважинах после применения установок прогрева скважин (УПС) за счет снижения вязкости, происходило увеличение дебита от 10 до 20%.
Как показал опыт эксплуатации при работе установки прогрева скважин, срок службы погружного оборудования увеличивается до двух раз, стабилизируется работа пласта. Кроме того, происходит очищение прилегающих трубопроводов, в результате чего исключается тепловая обработка выкидных линий и близлежащих трубопроводов даже при низких (до -40С) температурах окружающего воздуха. в результате реализации опытно-промышленных испытаний произошел рост эффективности работы скважины за счет стабильного режима работы подземного оборудования, улучшения параметров работы пласта, увеличения межремонтного периода работы скважины, отсутствия текущих простоев и тепловых обработок лифта и прилегающих трубопроводов.
При этом поддержание температурного режима жидкости внутри НКТ позволяет поддерживать чистоту лифта скважины, так и беспрепятственно проводить любые виды работ в скважине.
При спуске греющих кабелей в скважины поддерживается температура на устье - 30-32С, которая соответствует порогу начала образования АСПО. Данные по скважинам Мядсейского, Тобойского и Перевозного месторождений представлены в таблице 4.10.
Из приведенных данных в таблице 4.10 можно сделать вывод о том, что использование греющих кабелей значительно упрощает условие эксплуатации скважин, т.к. отпадает необходимость использования ингибиторов и очищающих устройств, наблюдается увеличение дебита по скважинам, представленным на гистограмме 4.9.
Как видно из рисунка 4.9 дебит скважин №6 и №2107 увеличился на 90 и 183 м /сут соответственно. Можно сделагь вывод о том, что скважины не могли работать нормально при установившихся термодинамических условиях. После начала использования греющего кабеля был установлен благоприятный режим работы скважин, о чем свидетельствует увеличение дебитов.
На текущий момент на Мядсейском, Перевозном и Тобойском месторождениях работает 14 установок прогрева скважин. Средний срок наработки оборудования составил 346 дней. За последний год на скважинах, оборудованных УПС, остановок по причинам выпадения АСПО не наблюдается.
Широкое применение греющие кабели на добывающих скважинах получили также на Перевозном месторождении. В результате наблюдается безаварийная работа скважин за весь период эксплуатации совместно с УПС.
