Скваженная добыча нефти

Вариант 6.

 

1. Отложения асфальтенов, смол и парафинов в скважинах и наземных коммуникациях. Методы удаления АСПО.

 

В практике эксплуатации скважин встречаются с различными осложнениями, обусловленными отложениями парафина, выносом песка и образованием песчаных пробок, отложением минеральных солей на забое скважины, в подъёмных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д.

Как показано выше наибольший процент отказов оборудования вызывается отложением асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ).

Асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО) образованы в основном парафинами, смолами и асфальтенами, которые в условиях пласта коллоидно растворены в нефти.

В группу парафинов входят твёрдые углеводороды от С17Н36 до С71Н144. Плотность парафина в твёрдом состоянии колеблется в пределах от 865 до 940 кг/м3. Чистые парафины – белые кристаллические вещества, которые при определённых термодинамических условиях переходят в жидкое состояние. Смолы представляют собой полициклические соединения, молекулы которых, кроме углерода и водорода, содержат атомы кислорода, серы, азота. В нефти такие соединения обладают коллоидными свойствами и оказывают влияние на начало кристаллизации и рост кристаллов парафина. Так, при концентрации смол 4% температура застывания нефти понижается на 2 С0.

Асфальтены имеют большую молекулярную массу, коллоидную или твёрдую консистенцию. Как ПАВ асфальтены в 8 раз активнее смол. Эффективная концентрация асфальтенов, влияющих на кристаллизацию парафина, составляет 0.5%.

Наличие в нефти частиц песка, глины и других механических примесей способствует упрочнению АСПО, зачастую выступая центрами кристаллизации парафина.

Вода, содержащаяся в нефти в растворённом состоянии, понижает растворимость парафина и повышает температуру начала его осаждения. Присутствие в нефти нерастворённой воды (в виде тонкой эмульсии) оказывает на парафин действие, аналогичное механической примеси, а также повышает вязкость нефти. В условиях инверсии фаз (при содержании в нефти около 60% воды), когда вода становится сплошной фазой, она становится по отношению к АСПО отмывающим агентом.

Состав АСПО зависит в определённой степени от свойств и состава исходной нефти, а также от места отложения по пути движения нефти. В пределах одного нефтедобывающего региона и даже отдельного месторождения состав АСПО меняется в широких пределах. Нефти многих месторождений могут содержать в своём составе от следов до 30% и более смоло-парафиновых веществ. Количество растворённого парафина в нефти бывает различно. В зависимости от содержания парафина нефти разделяются на парафинистые (более 2% парафина), слабопарафинистые (от 1 до 2% парафина) и беспарафинистые (менее 1% парафина). Точное знание состава АСПО имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними, в частности для использования методов. В зависимости от состава АСПО подразделяются на типы и виды.

АСПО растворяются в нефти при температуре выше температуры их плавления, а при низкой температуре выпадают из нефти. При температуре ниже 10С происходит полное выпадение парафина из нефти.

Растворимость парафина зависит от температуры плавления парафина, теплоты растворения и температуры среды. Первые два фактора практически постоянные величины. Переменной, т.е. определяющей растворимость парафина величиной, является температура нефти. Понижение температуры нефти при движении её вверх по лифту скважины зависит от теплоотдачи через стенки труб.

 

 

Таблица 1. Разделение АСПО на типы и виды

Тип АСПО	Подтип АСПО (вид)	Отношение содержания парафинов (П) к сумме смол (С) и асфальтенов (А) П / (С+А)	Содержание механических примесей, %
Асфальтеновый (А)	А1 А2 А3	< 0.9 < 0.9 < 0.9	< 0.2 0.2-0.5 > 0.5
Смешанный (С)	С1 С2 С3	0.9 – 1.1 0.9 – 1.1 0.9 – 1.1	< 0.2 0.2 – 0.5 > 0.5
Парафиновый (П)	П1 П2 П3	> 1.1 > 1.1 > 1.1	< 0.2 0.2 – 0.5 > 0.5

 

Последние являются важным фактором в механизме формирования центров выпадения парафина, так как на их поверхности происходит переохлаждение нефти. В связи с тем, что теплоизоляция лифтовых труб практически не осуществляется, понижение температуры нефти при её подъёме и выпадение твёрдой фазы неизбежны и уже при незначительном понижении температуры относительно температуры плавления резко снижается растворимость.

На кристаллизацию парафина из нефти оказывает влияние понижение пластового давления. Разгазирование, приводящее к снижению содержания лёгких фракций с одновременным понижение температуры приводит к перенасыщенности нефти парафином, что ускоряет образование центров кристаллизации, рост и агломерацию кристаллов.

В кристаллическом состоянии алкановые (парафиновые) углеводороды обладают полиморфностью (переходят из гексагональной структуры в ромбическую), определяемой как молекулярной массой, так и температурой застывания. Температура перехода парафина из гексагональной формы в ромбическую 30…33С, что соответствует температуре кристаллизации парафиновых углеводородов в нефти. Парафины гексагональной формы отличаются мягкой, пластичной консистенцией, что способствует слипанию кристаллов. С переходом в ромбическую форму кристаллы парафина становятся твёрдыми и хрупкими.

Молекулярное взаимодействие смол, асфальтенов и парафина при переходе их из жидкого состояния в твёрдое приводит к образованию сложной аморфно-кристаллической структуры твёрдых углеводородов в нефти.

Добываемая нефть является многофазной системой и содержит газ, жидкость (нефть-воду) и твёрдую фазу (парафин). Периодическое воздействие отдельных фаз на стенки оборудования (например, в затрубье скважин) приводит к интенсивному отложению парафина, что обусловлено местным перенасыщением нефти.

Отложения парафина в призабойной зоне связано с разгазированием нефти, а в местах застоя или емкостях- с отстоем дисперсной фазы.

По высоте лифта и сечению труб происходит относительное разделение АСПВ, так что с удалением от забоя и стенок труб содержание асфальтенов и смол преимущественно уменьшается, а парафина – увеличивается.

Находящиеся в нефти асфальто-смоло-парафиновые вещества могут выпадать в призабойной зоне пласта, на различных участках внутрискважинного и наземного оборудования, а также в коммуникациях. Толщина отложений и содержание в них парафина увеличивается по мере приближения к устью скважины. Это происходит по следующей причине. Пока в пласте и далее по лифту давление будет падать от первоначального Рпл. до давления насыщения Рнас. смесь углеводородов будет находиться в однофазном жидком состоянии. Как только в лифте давление станет ниже Рнас. начнётся процесс выделения газа. Дальнейшее снижение давления приведёт к увеличению объёма газовой фазы и созданию критических условий, при которых начнут выделяться и твёрдые углеводороды (парафины), объём которых будет непрерывно возрастать от точки (Р, Т) кр. до максимума у устья. Количество АСПО по мере приближения к устью скважины будет также возрастать за счёт более интенсивного перехода его в твёрдую фазу из жидкой и за счёт привноса его на оболочках газовых пузырьков из нижних слоёв движущейся нефти, где он выкристаллизовался. Это происходит благодаря наличию относительного движения газа, который движется быстрее, чем жидкость. Точки начала выделения газа (Рнас.) а начала выделения твёрдой фазы – парафина – (Р, Т) кр. могут находиться на различной глубине в зависимости от технологического режима работы скважины (от Рзаб и Рустья). Снижение Рзаб и Руст приводит к началу образования газовой фазы в более низких точках НКТ. При этом увеличится длина участка подъёмных труб, на котором будет располагаться АСПО. Известно, что АСПО откладываются неравномерно по всей длине НКТ, увеличиваясь от места начала кристаллизации вверх. Кроме того, температура плавления отлагающегося парафина уменьшается снизу вверх, т.е. в нижней части выпадают кристаллы более тугоплавких парафинов, а в верхней – менее термостойкие парафины, что необходимо учитывать при проведении технологических обработок.

Таким образом, наиболее вероятными местами отложения АСП являются следующие участки нефтепромыслового оборудования:

Насосно-компрессорные трубы

Интенсивность отложения парафина в подъёмных трубах зависит от следующих факторов.

Шероховатость стенок труб, способствующая выделению газа из нефти и её охлаждению. В результате растворимость парафина в нефти ухудшается и скорость образования отложений увеличивается. Однако увеличение скорости потока газожидкостной смеси может несколько замедлить рост парафиновых отложений.

Растворяющая способность нефти по отношению к АСПО. Установлено, что в тяжёлых нефтях растворимость АСПО снижается. Поэтому интенсивность отложения АСПО в таких нефтях повышается.

Концентрация АСПО в нефти. Чем выше эта величина, тем интенсивнее откладывается на стенках труб парафин.

Температура кристаллизации парафинов.

Наличие мехпримесей. Интенсивность образования кристаллов парафина в нефти увеличивается, если в жидкости имеются механические примеси, которые являются центрами кристаллизации.

Темп снижения давления в потоке нефти. Чем больше перепад давления, тем интенсивнее происходит выделение газа из нефти, способствующее понижению температуры нефтегазового потока. Скорость нефтегазового потока. Установлено, что чем ниже скорость потока, тем больше толщина отложения АСПО.

Наличие в нефти воды. Поверхность металла лучше смачивается водой, чем нефтью. Поэтому между основным потоком, содержащим парафины, и поверхностью подъёмных труб образуются тонкие гидратные слои, препятствующие отложению АСП.

Штуцеры и клапаны

Выкидные линии

Призабойныя зона скважины

Сепараторы

Эксплуатационные насосы

Хвостовики с щелевидными отверстиями

Насосные штанги

Днища резервуаров

 

 

Способы борьбы с АСПО

 

В общем виде воздействие на АСПО проводят либо для предотвращения их выпадения, либо для уничтожения (удаления из системы, растворения). Все методы борьбы с АСПО делятся на 4 группы:

механическое удаление АСПО с поверхности труб и оборудования (механические скребки);

нанесение защитных покрытий на поверхностях;

тепловая обработка продукции скважин;

электромагнитный;

химическая обработка продукции скважин.

В фонтанных скважинах парафин удаляется периодически при помощи скребков, спускаемых на проволоке через сальник в скважину.

Более совершенным механическим способом очистки фонтанных труб от парафина является летающий скребок УфНИИ, для работы которого используется естественная энергия фонтана.

Летающие скребки используются в фонтанных скважинах и скважинах, оборудованных электропогружными насосами.

Широкое распространение летающих скребков ограничивается пока технологическим режимом работы скважин и главным образом их дебитом. Как показал промысловый опыт, летающий скребок работает достаточно устойчиво при дебитах более 50 т / сутки.

В насосных скважинах наибольшее распространение получили методы очистки подъемных труб от парафина при помощи пластинчатых скребков, укрепляемых на штангах, в комбинации со штанговращателями.

Однако этот способ имеет существенные недостатки. При применении пластинчатых скребков увеличивается вес колонны штанг, в отдельных случаях это приводит к авариям в результате отрыва и поломки скребков, осложняет спуско-подъемные работы; вместе с тем применение их не исключает возможности осаждения парафина на самих скребках и штангах.

В настоящее время испытывается новый механизм для чистки парафина в насосных скважинах, так называемый шагающий скребок, перемещающийся по колонне штанг в процессе их движения. [4]

В последнее время на наших промыслах наряду с усовершенствованием, применяющихся способов борьбы с отложениями парафина ведутся работы по изысканию новых методов, предотвращающих выпадение парафина и отложение его на стенках труб.

Исследованиями, проведенными УфНИИ, было установлено, что интенсивность отложения парафина значительно снижается в трубах, которые имеют гладкую поверхность. Для придания гладкой поверхности были применены лакокрасочные покрытия.

Испытания подтвердили, что на гладкой поверхности, создаваемой перхлорвиниловыми покрытиями, парафин не отлагается. На фонтанной скважине Туймазанефти была смонтирована манифольдная линия, внутренняя поверхность которой имела лакокрасочное покрытие на основе перхлорвинилового лака. Почти целый год продукция этой скважины поступала в окрашенный манифольд без пропарки, тогда как раньше для поддержания нормальной работы манифольд систематически пропаривали по 2–4 раза в месяц.

Лакокрасочные покрытия наносили на специальной установке по технологии, разработанной УфНИИ совместно с ленинградским отделением Всесоюзной конторы «Лакокраспокрытие». В качестве лакокрасочного материала, применявшегося для нанесения на внутреннюю поверхность манифольда, использовали бакелитовый лак.

В течение года были окрашены и подвергнуты промысловому испытанию манифольды на 15 фонтанных и оборудованных погружными электронасосами скважинах Туймазанефти.