Содержание к диссертации
Введение
Глава I. Обзор и анализ проблемы образования асфальтеносмоло парафиновых отложений при эксплуатации нефтедобывающих скважин 10
1.1. Геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений Пермского Прикамья 10
1.2. Учёт геолого-физических условий при выборе способов эксплуатации и технологических режимов работы скважин 16
1.3. Осложнения при добыче нефти на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» 18
1.4. Факторы, способствующие образованию асфальтеносмоло парафиновых отложений в скважинах 19
1.5. Предотвращение образования и удаление АСПО 24
1.5.1. Механические и гидродинамические методы 24
1.5.2. Физические методы 25
1.5.3. Химические методы 28
1.5.4. Микробиологический метод 34
1.5.5. Покрытие внутренней поверхности НКТ 35
1.6. Постановка цели и задач исследования 36
Глава II. Методика проведения исследований 38
2.1. Методика оценки технико-экономической эффективности внедрения технических средств и технологий предупреждения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений 38
2.2. Методика составления математической модели и анализа полученных результатов теоретических исследований 43
2.3. Планирование экспериментов и обработка данных 44
Выводы к главе II з
Глава III. Теоретические исследования по определнию глубины начала интенсивной парафинизации нефтедобывающих скважин 47
3.1. Исходные данные для расчёта 48
3.2. Расчёт распределения температуры потока в скважинах 49
3.3. Расчёт и построение кривой распределения давления в скважине 52
3.4. Расчёт и построение кривой изменения температуры насыщения нефти парафином в скважине
3.4.1. Определение температуры насыщения нефти парафином для северной группы нефтяных месторождений Пермского Прикамья 59
3.4.2. Определение температуры насыщения нефти парафином для Ножовской группы нефтяных месторождений 3.5. Определение глубины начала интенсивной парафинизации добывающих скважин 68
3.6. Сопоставление результатов теоретических и промысловых исследований 70
Выводы к главе III 73
Глава IV. Обоснование и выбор технических средств и технологий предупреждения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в добывающих скважинах 74
4.1. Технико-экономическая оценка эффективности применения технических средств и технологий предупреждения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»... 74
4.1.1. Нагревательные кабельные линии 77
4.1.2. Магнитные аппараты 81
4.1.3. Скважинные контейнеры с ингибитором комплексного действия 84
4.1.4. Скважинные контейнеры с реагентом типа ТРИЛ
4.1.5. Скважинные контейнеры с дозаторами реагента 90
4.1.6. Устьевые дозаторы реагента 93
4.1.7. Устьевые дозаторы реагента с трубкой к приёму насоса 96
4.2. Разработка методических указаний по выбору технических средств и технологий для предупреждения образования асфальтеносмоло парафиновых отложений 99
4.2.1. Классификация осложнённых скважин 99
4.2.2. Методологические основы разработки мероприятий по предупреждению образования и удалению асфальтеносмолопарафиновых отложений 101
4.2.3. Подготовка исходных данных при выборе технологий предупреждения образования и удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений 107
4.2.4. Выбор углеводородных растворителей АСПО 109
4.2.5. Порядок выбора технологий и технических средств предупреждения образования АСПО 111
4.2.6. Промысловая оценка предложенных мероприятий 117
Выводы к главе IV 122
Основные выводы и рекомендации 128
Список использованной литературы
- Учёт геолого-физических условий при выборе способов эксплуатации и технологических режимов работы скважин
- Методика составления математической модели и анализа полученных результатов теоретических исследований
- Расчёт и построение кривой изменения температуры насыщения нефти парафином в скважине
- Скважинные контейнеры с ингибитором комплексного действия
Введение к работе
Актуальность темы исследований. В зависимости от состава добываемой продукции, геолого-физических условий и технологических факторов процесс эксплуатации нефтедобывающих скважин может быть осложнен образованием асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), осаждением на поверхностях скважинного оборудования минеральных солей, образованием кристаллогидратов, высоковязких водонефтяных эмульсий, коррозией и др.
Образование АСПО - наиболее распространенный на нефтяных месторождениях Пермского края вид осложнений при эксплуатации добывающих скважин. Отложения на поверхностях скважинного оборудования представляют собой сложную смесь со значительным содержанием асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ), масел, воды и механических примесей. Состав отложений зависит от природы нефти, от места локализации АСПО и от термодинамических условий, при которых происходит эксплуатация скважин.
До настоящего времени вопросы механизма образования
отложений АСПВ в скважинах изучены недостаточно для того,
чтобы однозначно представлять весь этот сложный процесс,
поэтому по-разному трактуется роль некоторых факторов при
воздействии на скважинные потоки с целью предупреждения
образования АСПО и в практической деятельности преобладает
эмпирический подход к данному вопросу. По этой же причине
эффективные в одних условиях (скважинах) методы, способы
и технологии оказываются неэффективными или
малоэффективными в других условиях. В то же время роль таких факторов, как давление, температура, характер смачиваемости омываемых поверхностей, скорость движения нефти при подъеме в скважинах, содержание смол, асфальтенов и твердых парафинов в составе пластовой нефти оценивается вполне однозначно, что даёт возможность в той или иной мере целенаправленно решать вопросы предупреждения образования и удаления отложений АСПВ.
За последнее десятилетие разработка и применение различных технологий и технических устройств предупреждения
образования АСПО в добывающих скважинах заметно
активизировались. Внедрение новых технологий и проведение
различных мероприятий, направленных на снижение влияния
осложняющих факторов, являются одной из важных составляющих
процесса оптимизации режимов работы нефтедобывающих скважин.
Технико-экономическая оценка применяемых технологий в
масштабах крупного нефтедобывающего предприятия должна
способствовать повышению эффективности технико-
технологических мероприятий по предупреждению образования АСПО при эксплуатации добывающих скважин.
Различными аспектами повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин в осложнённых образованием АСПО условиях занимались известные учёные и специалисты Р.А. Алиев, Г.А. Бабалян, В.Н. Глущенко, И.А. Гуськова, М.Ю. Долматов, Ю.В. Зейгман, С.Ф. Люшин, Б.А. Мазепа, И.Т. Мищенко, Н.Н. Репин, М.К. Рогачёв, К.В. Стрижнев, В.П. Тронов, Ю.В. Шамрай, В.Н. Шарифуллин, G.A. Mansoori, S.I. Andersen, K.J. Leontaritis, I. Rahimian, M. Rogalski и др.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации нефтедобывающих скважин за счёт оптимизации выбора технологий предупреждения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений на скважинном оборудовании.
Идея работы заключается в обосновании и разработке методики выбора технических средств и технологий предупреждения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений при эксплуатации нефтедобывающих скважин, основанной на оценке глубины начала интенсивной парафинизации и результатах технико-экономического анализа применения альтернативных технологий.
Задачи исследования:
выполнить обзор и анализ методов предупреждения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в нефтедобывающих скважинах;
выполнить сбор и обработку данных измерений толщины образующихся на скважинном оборудовании АСПО при
эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Пермского Прикамья;
разработать математическую модель для определения глубины начала интенсивной парафинизации в нефтедобывающих скважинах;
выполнить технико-экономическую оценку результатов применения технических средств и технологий предупреждения образования и удаления АСПО в добывающих скважинах на нефтяных месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»;
разработать методику выбора технологий предупреждения образования и удаления АСПО в добывающих скважинах нефтяных месторождений Пермского Прикамья.
Методика исследований включала в себя обработку промысловых данных по измерению толщины АСПО на скважинном оборудовании, анализ лабораторных данных по определению температуры насыщения нефти парафином, полученных в филиале 000 «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми, а также теоретические исследования по определению термодинамических условий образования АСПО.
Научная новизна работы:
при комплексной оценке результатов лабораторных и теоретических исследований получена зависимость для определения температуры насыщения дегазированной нефти парафином с учётом состава и свойств нефти для месторождений Пермского Прикамья.
на основе полученных зависимостей для определения температуры насыщения дегазированной нефти парафином, анализа данных по определению глубины начала образования АСПО и толщины отложений на скважинном оборудовании и теоретических исследований получена математическая модель для определения глубины начала интенсивной парафинизации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Пермского Прикамья.
Защищаемые научные положения:
1. Разработанная математическая модель для оценки глубины начала интенсивной парафинизации с учётом состава и свойств нефти, физических и гидродинамических параметров
потока, условий кристаллизации парафина повышает эффективность проектирования эксплуатации добывающих скважин в осложнённых условиях.
2. Применение методики выбора альтернативных методов и технологий, направленных на снижение количества подземных ремонтов и промывок добывающих скважин, связанных с депарафинизацией, повышает эффективность мероприятий по предупреждению образования асфальтеносмолопарафиновых отложений при эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях Пермского края.
Достоверность научных положений, выводов
и рекомендаций определяется современным уровнем аналитических исследований, натурными измерениями в добывающих скважинах, высокой сходимостью расчётных величин с фактическими данными и воспроизводимостью полученных данных с применением современных компьютерных технологий.
Практическая значимость работы:
Разработана методика выбора альтернативных методов и технологий предупреждения образования АСПО в добывающих скважинах на нефтяных месторождениях Пермского Прикамья.
Проведена технико-экономическая оценка результатов применения альтернативных технологий предупреждения парафинизации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Пермского края.
Материалы исследований используются при чтении лекций по дисциплинам «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» и «Нефтегазопромысловое оборудование» в ПНИПУ.
Результаты работы использованы при выполнении научно-исследовательских работ (Государственные контракты № П352 от 29.07.2009 и № П1434 от 03.09.2009).
Апробация работы. Основные положения и результаты выполненной диссертационной работы докладывались на: XIII Международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых учёных им. акад. М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, Томский политехнический университет, 2009 г.); Международном форуме молодых учёных «Проблемы
недропользования» (г. Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский государственный горный университет, в 2008-2011 гг.); научных семинарах кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений Пермского национального исследовательского политехнического университета (2008-2011 гг.), научном семинаре кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Санкт-Петербургского государственного горного университета (2011г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ, в том числе 6 статей в изданиях, входящих в перечень Высшей аттестационной комиссии Министерства образования и науки Российской Федерации.
Структура и объём диссертационной работы.
Диссертационная работа изложена на 141 странице машинописного текста, состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы из 116 наименований. Включает 18 рисунков и 41 таблицу.
Учёт геолого-физических условий при выборе способов эксплуатации и технологических режимов работы скважин
В настоящее 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].
В практике 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 технико-экономическим показателям - затратам на подъем жидкости и межремонтному периоду работы скважин (с учетом затрат на 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. 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 (индикаторная диаграмма); состав и свойства нефти (плотность, вязкость в пластовых и поверхностных 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.).
Методика составления математической модели и анализа полученных результатов теоретических исследований
Как уже было отмечено, образование асфальтеносмолопарафиновых отложений в добывающих скважинах - наиболее распространенный на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ - ПЕРМЬ» вид осложнений при их эксплуатации. Борьба с АСПО ведется по двум направлениям: предупреждение образования отложений и их удаление. Интенсивность процесса образования АСПО и эффективность применения специального оборудования и технологий с целью предупреждения образования АСПО можно оценивать по таким показателям, как межочистной период (МОП) работы скважин и наработка скважин на отказ (ННО) или межремонтный период. Количественные значения этих показателей зависят от частоты промывок скважин нагретыми агентами и углеводородными растворителями, а также от частоты подземных ремонтов скважин, связанных с выходом из строя скважинного оборудования, в том числе из - за образования АСПО.
Методика оценки технико-экономической эффективности внедрения технических средств и технологий предупреждения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений
При внедрении технологий и оборудования, предназначенных для предупреждения образования АСПО, важно дать объективную оценку эффективности мероприятий. В исследованиях рассматриваются результаты внедрения технологий в 2006 - 2007 гг. Специальное оборудование внедрялось на скважинах в течение всего этого периода, поэтому для решения вопроса о технологической (уменьшение частоты промывок и ремонтов) и экономической (уменьшение затрат при эксплуатации скважин) эффективности мероприятий следует все оцениваемые показатели привести к «одному знаменателю». С этой целью технологические и экономические показатели (количество промывок и подземных ремонтов по каждой из рассматриваемых скважин за период с начала 2006 г. до даты внедрения технологии и, соответственно, после даты внедрения до конца 2007 г., затраты на ремонты и промывки и др.), приводились по приведённой в таблице схеме к периоду времени, равному одному году.
Основной задачей теоретических исследований является изучение термодинамических процессов, протекающих при подъёме нефти в насосно-компрессорных трубах, а также оценка степени влияния отдельных факторов, определяющих глубину начала интенсивной парафинизации в нефтедобывающей скважине.
В соответствии с поставленной задачей принят аналитический метод исследования указанного процесса, достоинством которого является построение математической модели, создание на этой основе физических моделей исследуемых объектов, последующим анализом полученных математических зависимостей, количественными расчётами и графическими построениями, обеспечивающими оценку степени влияния отдельных анализируемых факторов, что облегчает задачу управления ими. При выводе математических зависимостей допускались упрощения, не искажающие физическую сущность изучаемых процессов, и позволяющие получить простые и достаточно точные формулы. Необходимо отметить, что аналитические выражения, полученные при проведении теоретических исследований, будут справедливы для конкретных нефтедобывающих скважин Пермского Прикамья, в которых наблюдается интенсивная парафинизация скважинного глубиннонасосного оборудованияПри сопоставлении теоретических исследований оценки глубины начала интенсивной парафинизации с промысловыми данными обработка результатов производится по следующей схеме:
На основании данных параллельных наблюдений оценивается дисперсия воспроизводимости Dyi для каждой строки плана, а затем определяется критерий равноточности G, осуществляется проверка однородности дисперсий:
Анализ результатов завершается интерпретацией модели в терминах объекта исследования. Прежде всего выясняется, в какой мере каждый из факторов влияет на функцию отклика. Коэффициенты полинома (2.21) при отсутствии других членов являются частными производными функции отклика по соответствующим переменным, и, следовательно, значение данных коэффициентов служит количественной мерой, оценивающей влияние факторов: чем больше коэффициент Ъи тем сильнее это влияние. Знак коэффициента позволяет судить о характере зависимости функции отклика от соответствующих факторов. Затем следует проанализировать эффект парных взаимодействий, которые возникают в том случае, если эффект от влияния одного фактора зависит от уровня, на котором находится другой фактор.
Расчёт и построение кривой изменения температуры насыщения нефти парафином в скважине
Коэффициенты 0,2 для давления и 0,1 для газосодержания в (3.42) являются коэффициентами корреляции, которые получены при обработке данных для различных месторождений при выявлении зависимости влияния давления и газосодержания на температуру насыщения нефти парафином. Так как давление в скважине и газосодержание нефти в процессе подъёма газожидкостной смеси изменяются, формулу (3.42) для определения температуры насыщения нефти парафином в скважинных условиях (tHCKB) по известной температуре насыщения для дегазированной нефти (tm) можно записать в следующем виде [49] где Pt - давление в скважине; Рнас - давление насыщения нефти газом; Г\ -газонасыщенность нефти при Pt и Tt (температура потока в скважине); Г0 -газонасыщенность пластовой нефти; Ai и А2 - корреляционные коэффициенты, определяемые для рассматриваемого объекта разработки по данным лабораторных исследований по определению tm и tH.CKB.
Температура tm определяется в лабораторных условиях. Для нефтей многих разрабатываемых или вводимых в разработку объектов данных о tm не имеется. Очевидно, что tm зависит не только от содержания парафина, но и от совокупного влияния температуры плавления парафина, вязкости дегазированной нефти и наличия в ней парафинов, смол и асфальтенов [89]. В специальной литературе приводятся следующие эмпирические зависимости для определения t ,:
Определение температуры насыщения нефти парафином для северной группы нефтяных месторождений Пермского Прикамья
Для проведения расчётов по формулам (3.47) и (3.48) проведена обработка данных по 14 объектам разработки Уньвинского и Шершнёвского месторождений (табл. 3.2) с целью оценки значений поправочного коэффициента [8] и показателя степени X [76]. Результаты представлены на рис. 3.3 и 3.4.
Для рассмотренных объектов разработки выполнены расчёты по определению tm по формулам (3.44)-(3.47) и (3.48), результаты приведены в табл. 3.3 и 3.4.
Минимальное расхождение расчётных и экспериментальных (лабораторных) данных получено по формуле (3.48).
Значения tHXKB по формуле (3.43) совпадают с определенными в лаборатории ПермНИПИнефть значениями температуры насыщения нефти парафином в условиях, соответствующих забойным (пластовым), при значениях коэффициентов Ai и А2, которые приведены в табл. 3.3.
Таблица 3.2. Геолого-физическая характеристика объектов разработки Уньвинского и Шершнёвского месторождений
Месторожден ие Объектразработки Динамическая вязкость нефти, мПа-с Давлениенасыщениянефти газом,МПа Газонасыщенностьпластовойнефти, м3/м3 Содержание в нефти, % масс.
Восемь нефтяных месторождений Ножовской группы включают более 70 объектов разработки в башкирских, тульских, бобриковских и турнейских отложениях. Лабораторные данные о температуре насыщения нефти парафином имеются по ограниченному количеству объектов. Вопросы оценки глубины интенсивной парафинизации скважин рассматриваются для объектов разработки в отложениях тульского горизонта, общее количество которых составляет 26. В табл. 3.5 приведена геолого-физическая характеристика тульских объектов, по которым имеются лабораторные данные о tm и tH.nn (температура насыщения нефти парафином в пластовых условиях - при пластовом давлении и газонасыщенности пластовой нефти).
С учетом приведенных в табл. 3.6 лабораторных данных о tw и tH,njI определены для тульских пластов значения корреляционных коэффициентов А] и А2: А]=2,6; А2=6,3. При этих значениях коэффициентов и известных данных о tHa расчёты по определению tHXKB можно выполнить по формуле (3.43).
Для коэффициента 8 в (3.47) получена зависимость, приведенная на рис. 3.5, для определения показателя X в формуле (3.48) по фактическим данным построена номограмма (рис. 3.6).
Результаты расчёта температуры образования АСПО для дегазированной нефти по формулам (3.47) и (3.48) приведены в табл. 3.7. Геолого-физическая характеристика тульских объектов разработки Ножовскои группы месторождений Месторождение Вязкостьпластовойнефти,мПа-с ОтношениеЦ20/Ц50 Давлениенасыщениянефти газом,МПа Газонасыщенность пластовой нефти, м3/м3 Температура плавления парафина t СЧіл, Содержание в нефти, % масс. Температуранасыщения нефтипарафином, С парафинов (П) смол (С) асфальте-нов (А) пласт. дегаз. тнд
Скважинные контейнеры с ингибитором комплексного действия
К осложненным в связи с образованием АСПО следует отнести все добывающие скважины (с учётом промысловых исследований внедрения технологий, рассмотренных в главе IV), при эксплуатации которых в течение одного года проводится не менее следующего количества мероприятий по очистке скважин от отложений: 1) промывки скважин теплоносителями и углеводородными растворителями без проведения ГТРС - 3; 2) подземные ремонты (депарафинизация) - 2; 3) промывки при одном ПРС - 2. 100 Годовые затраты (в ценах 2006 - 2007 гг) на удаление АСПО (промывки и подземные ремонты) по группам скважин приведены в табл. 4.17. Минимальные годовые затраты на промывки и подземные ремонты составляют от 36 тыс. руб. до 240 тыс. руб. Если для скважин Iя и 3я групп после внедрения мероприятия проводить по одной профилактической промывке в течение двух лет, а для 2— и 3 групп - по одному ПРС также в течение двух лет, затраты на промывки и ПРС составят значения, приведенные в табл. 4.18 (при затратах на одну промывку и один ремонт, приведённых в примечании к табл.4.17). Таблица 4.17. Затраты на промывки и ПРС осложнённых скважин Скважины Минимальное количество мероприятий в течение года Минимальные годовые затраты на мероприятия, тыс.руб./год группа подгруппа промывки ПРС(депара-финиза-ция) промывки ПРС(депара-финиза-ция) всего теплоносителем углевод. раствор теплоносителем углевод. раствор
Затраты на промывки и ПРС осложнённых скважин после внедрения технологии Скважины Минимальное количество мероприятий в течение года Минимальные годовые затраты на мероприятия, тыс.руб./год группа подгруппа промывки ПРС промывки ПРС всего теплоносителем углевод. раствор теплоносителем углевод. раствор 1 1.1. 1.2. 0,5 0,5 6,0 30,0 - 6,0 30,0 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: П/(А+С) 0,9 - асфальтеновые П/(А+С) 1,1 - парафиновые 0,9 П/(А+С) 1,1 - смешанные 3. В пластовых условиях парафины и смолы растворены в нефти, асфальтены частично могут находиться в растворённом состоянии, частично - в виде коллоидных частиц в объёме нефти. 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 и температуры 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. 102 8. При снижении температуры нефти в ней кристаллизуются сначала тугоплавкие парафиновые углеводороды, выделение которых из нефти может происходить уже при температуре 30С. 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 к образованию 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 для более 103 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.
