Рис. 1.2 Распределение скважин по приводу штангового насоса

метки: Скважина, Эксплуатация, Нефтяной, Нефть, Труба, Характеристика, Насыщение, Горизонт

На многих месторождениях нефти добыча осложняется асфальто-

смолистыми и парафиновыми отложениями (АСПО), образующимися на поверхности нефтепромыслового оборудования и в призабойной зоне скважин. В результате уменьшается живое сечение лифтовых колонн, приводящее к снижению их пропускной способности, уменьшается текущий дебит скважин, снижается их продуктивность и, в конечном счете, коэффициент нефтеотдачи пласта.

Интенсивность отложений при добыче парафинистых нефтей зависит от свойств и состава нефти, физических параметров потока, характеристики поверхности оборудования. Необходимым условием образования парафиновых отложений является снижение температуры потока ниже температуры насыщения.

Методы борьбы с АСПО можно разделить  на механические, химические, тепловые, физические и комбинированные. В сравнении со всеми остальными методами механические методы являются наиболее действенными и дешевыми, что не мало важно при стремлении к сокращению затрат.

1. Технико – экслуатационная характеристика фонда скважин, осложненных формированием АСПО.

Рис. 1.1 Распределение скважин по типу эксплуатации

Таким образом, из 100% скважин (130 скважин), 54,5% от общего фонда (71 скважин) не осложненны формированием АСПО. 27% скважин (35 скважин) оборудованных УШГН, и 18,5% (24 скважины) скважин оборудованных УЭЦН осложненны формированием АСПО.

Из рисунка 1.2 видно, что 60% скважин, оборудованы приводами штангового насоса типа ПНШ. При этом 11,4% ПШГНТ, также 5,7%

скважин приводами балансирного типа, механического действия, с преобразующим механизмом, типа СКДР, СК и СКД, 2,7% СКР, и 11,4% ПНШТ.

Рис.1.3 Распределение УШГН по типу насоса

Из рисунка 1.3 видно, что наибольшее количество скважин, 40% оборудовано вставными насосами типа 125-RHAM, и малая часть 2,9% трубными насосами типа 125-THM,125-THMT,225-ТНМТ.

Таким образом, 16,7% скважин оборудовано насосами типа ЭЦНМ5-60, ЭЦН5-50 — максимальное значение, и 4% насосами типа ЭЦН5-125,ЭЦНА5-30 — минимальное значение.

Современные технологии в РЭНМ : «Методы борьбы с АСПО в скважинах ...

... осуществляют исходя из типа АСПО (табл. 1) [3]. Для исследования состава и структуры АСПО используют экстракционный, хроматографический, термический, спектральный, электрохимический и другие методы. Таблица 1 Классификация АСПО Группа АСПО Подгруппа АСПО Отношение ...

Рис. 1.5 Распределение УШГН по глубине спуска насоса

Из рисунка 1.5 видно, что большинство скважин, оборудованных УШГН, имеют большие глубины спуска насоса в интервале 1050-1250 м.

Рис. 1.6 Распределение УЭЦН по глубине спуска насоса

Из рисунка 1.6 видно, что 41,7% скважин имеют глубину спуска насоса в интервале 1190-1290 м – максимальное значение, и минимальное 4,2% в интервале 990-1190 м, 1390-1490 м.

Таким образом, из проведенного анализа фонда скважин, осложненных формированием АСПО, ЦДНГ-1 на Матросовском месторождении, можно сделать вывод, что основная доля 27 %, имеет тип эксплуатации УШГН с приводом штангового насоса типа ПНШ, со вставным насосом типа 125-RHAM,а 18,5% приходится на скважины оборудованные УЭЦН.

2. Анализ режимов работы скважин, осложненных формированием АСПО.

Рис. 2.1 Распределение УШГН по обводненности

Из рисунка 2.1 видно, что 45,7% скважин добывают малоообводненную продукцию — 0-40%. 11,4% среднеобводненную — 40-80%. Остальные 42,9% скважин высокообводненную — 80-100%.

Рис. 2.2 Распределение УЭЦН по обводненности

Из рисунка 2.2 видно, что 54,2% скважин добывают высокообводненную продукцию — 80-100%. 29,2% среднеобводненную — 40-80%. Остальные 16,7% скважин малообводненную — 0-40%.

Рис. 2.3 Распределение скважин по числу качаний

Из рисунка 2.3 видно, максимальное значение – 25,7% скважин эксплуатируются с числом качаний 1,5-4,5, минимальное – 2,9% с 6,5-7,5.

Рис. 2.4 Распределение скважин по длине хода

Из рисунка 2.4 видно, что 62,9% скважин с максимальной длиной хода 2-3 м, и 37,1% с минимальной 1-2 м.

Рис. 2.5 Распределение УШГН по дебиту нефти

Из рисунка 2.5 видно, что 80% скважин являются малодебитными от 0–5 т/сут. 17,1% являются среднедебитными — от 5-30 т/сут, и 2,9% высокодебитными – более 30 т/сут.

Рис. 2.6 Распределение УЭЦН по дебиту нефти

Из рисунка 2.6 видно, что 41,7% скважин являются малодебитными – от 0-5 т/сут. 37,5% являются среднедебитными – от 5-30 т/сут, и 20,8% высокодебитными – более 30 т/сут.

Рис. 2.7 Распределение УШГН по дебиту жидкости

Из рисунка 2.7 видно, что 67,6% скважин являются среднедебитными – от 5-35 м³ /сут. 29,7% скважин являются малодебитными – до 5 м³ /сут, и 2,7% высокодебитными – более 35 м³ /сут.

Рис. 2.8 Распределение УЭЦН по дебиту жидкости

Из рисунка 2.8 видно, что 58,3% скважин являются малодебитными – 0т 40 – 80 м³ /сут. 25% скважин являются среднедебитными – от 80-120 м³ /сут, и 16,7% высокодебитными – более 120 м³ /сут.

Таким образом, анализируя данные гистограммы, можно сказать, что УШГН, осложненные формированием АСПО, работают при максимальной длине хода и минимальным числом качаний. Большую часть скважин малообводненные (45,7% от общего фонда), и высокообводненные (42,9% от общего фонда), имеют средний дебит по жидкости (5-35 м³ /сут) и малый дебит по нефти (до 5 т/сут).

УЭЦН, осложненные формированием АСПО в основном высокообводненные (80% от общего фонда), высокодебитные по жидкости (40-80 м³ /сут), и малодебитные (41,7% от общего фонда) и высокодебитные (37,5% от общего фонда) по нефти.

3. Краткая характеристика геологического строения продуктивного горизонта.

В региональном тектоническом плане Матросовское месторождение расположено на юго-восточном склоне Южно-Татарского свода и объединяет три локальных брахиантиклинальных поднятия 3 порядка, довольно отчётливо выраженных по всем маркирующим горизонтам осадочной толщи. Это Хансверкинское, Алеевское и Матросовское поднятия. Матросовское месторождение имеет блоковое строение: поднятия, к которым приурочены залежи, разделены серией прогибов северо-восточного простирания и ступенчато погружаются на юго-восток.

Стратиграфическое расчленение вскрытого разреза и краткая литологическая характеристика представленных в нём горизонтов приводятся на сводном геолого-геофизическом разрезе. Ниже даётся краткое описание пластов-коллекторов, которые по данным описания скважин и ГИС являются нефтенасыщенными.

В воробьевском горизонте живетского яруса среднего девона выделяется пласт-коллектор Д_4, залегающий ниже маркирующего прослоя известняков, известного как «средний известняк», а подошва его находится в непосредственной близости от репера известного под названием «нижний известняк».

Пласт представлен прослоями пористо-проницаемых пород, из которых один, верхний Д₄ ^а является на месторождении, в основном, нефтеносным, а второй пласт Д₄ ^б , залегающий в средней и нижней части воробьевского горизонта, является водоносным.

Толщина пласта Д₄ ^а варьирует в пределах 2-20 м. Пласт сложен песчаниками кварцевыми, разнозернистыми, часто грубозернистыми, плохо сцементированными и прослоями глинистых алевролитов, невыдержанных по площади и по простиранию. Пласт часто расклинивается на несколько пропластков. Коллекторские свойства пласта Д₄ ^а , судя по имеющимся данным, несколько лучше, чем у пласта Д₄ ^б .

Пласт Д₄ распространён на большей части площади месторождения и лишь на отдельных участках замещается уплотнёнными породами-неколлекторами.

Покрышкой для пласта Д₄ ^а служит пачка глинистых пород старооскольского горизонта.

Промышленные залежи нефти воробьевского горизонта являются наиболее крупными по запасам и более детально разведанными среди остальных залежей месторождения.

Они установлены на трех поднятиях: Алексеевском, Матросовском и Хансверкинском, а также в районе скв. №192,194, 198, 199.

Залежь 1 контролируется Алексеевским поднятием и вскрыта 36 скважинами, 23 из них введены в эксплуатацию. Подошва залежи проведена по абсолютной отметке – 1776 м. Нефтенасыщенная толщина в пределах залежи изменяется от 1,2 м (скв.190) до 11,9 м (скв.196).

Водонефтяная зона составляет порядка 40% от общей площади залежи. Тип залежи пластовый сводовый. На севере пористо-проницаемые прослои замещаются на более плотные, непроницаемые разности.

Залежь 2 контролируется Матросовским поднятием. Она вскрыта 24 скважинами, которые при опробовании дали промышленные притоки нефти (дебит их менялся от 1 до 222 т/сут).

По состоянию на 1.01.99г. 18 скважин введены в эксплуатацию.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке – 1794 м.

Водонефтяная зона составляет около 60% от общего объема залежи. Нефтенасыщенная толщина пласта колеблется от 0,8 м (скв.7209) до 11,6 м (скв.154), причем максимальные толщины отмечаются в сводовых частях залежи.

Залежь по типу относится к пластовой сводовой. К северу от залежи происходит смена пористо-проницаемых прослоев на более плотные непроницаемые разности.

Залежь 3 находится юго-восточнее Матросовского поднятия и отделяется от него сравнительно небольшим прогибом. Залежь вскрыта 28 скважинами, из них 13 находятся в эксплуатации и 9 в освоении на нефть.

Все пробуренные на залежи 3 скважины были опробованы, что дало основание провести подошву нефтенасыщенного пласта Д₄ по абсолютной отметке – 1786 м. Нефтенасыщенная толщина в пределах залежи колеблется от 5,7 м (скв.7284) до 10,4 м (скв.199).

Водонефтяная зона здесь составляет порядка 30% от общего объема залежи. Тип залежи пластовый сводовой, в северной части залежь литологически ограничена, т.е. также происходит замещение пористо-проницаемых прослоев на более плотные, непроницаемые.

Залежь 4 контролируется Хансверкинским поднятием и вскрыта одной скважиной №15, пробуренной в присводовой ее части.

Пласт Д₄ в разрезе скважины сложен песчаниками, расклинивающимися плотными алевролитами на 4 пропластка. В гипсометрически нижнем из по данным ГИС отбивается водонефтяной контакт на абсолютной отметке – 1792,1 м. Соотношение суммарной нефтенасыщенной и водонасыщенной толщин составляет 6:2 м. При испытании нефтенасыщенного по ГИС прослоя (1786,4 –1787,4 м) был получен небольшой приток нефти – 0,4 т/сут. Контур залежи проводится по абсолютной отметке – 1792 м, соответствующей ВНК.

Залежь 4 относится по типу к пластовой сводовой.

Пласт Д₃ старооскольского горизонта, залегающий соответственно на 5 – 8 м и на 2 – 3 м ниже подошвы репера «средний известняк» в пределах месторождения фациально замещен уплотненными алевролитами и аргиллитами [1].

Характеристики общих и нефтенасыщенных толщин по воробьевскому горизонту, их изменение по зонам и по пласту в целом приведены в таблице 3.1 [1].

Толщина	Наименование	Зоны пласта		По пласту в целом
		нефтяная	водонефтяная
Общая	Среднее значение,м Коэф-т вариации, д.ед. Интервал изменения, м	16,4 0,405 10,0-23,6	18,2 0,415 10,0-24,2	17,1 0,415 10,0-24,2
Нефтенасыщенная	Среднее значение,м Коэф-т вариации, д.ед. Интервал изменения, м	5,7 0,873 0,8-11,8	3,7 0,806 1,4-13,0	4,6 0,884 0,8-13,0
Эффективная	Среднее значение,м Коэф-т вариации, д.ед. Интервал изменения, м	6,2 0,873 0,8-11,8	6,1 0,806 1,4-13,0	6,1 0,884 0,8-13,0
Непроницаемых разделов	Среднее значение,м Коэф-т вариации, д.ед. Интервал изменения, м	8,1 0,848 1,2-14,6	5,9 0,872 1,2-17,6	7,0 0,872 1,2-17,6

4.Основные параметры продуктивных пластов

Характеристики коллекторских свойств и нефтенасыщенности пластов по воробьевскому горизонту, полученных по лабораторным, геофизическим и промысловым исследованиям приведены в табл.4.1 [1].

Смачиваемость пород

Смачиваемость пород Матросовского месторождения определялась по ОСТ 39-180-85 «Нефть. Метод определения смачиваемости углеводородо-содержащих пород».

Определение велось на образцах воробьевского горизонта (14 образцов).

По величине показателя смачиваемости (М) породы классифицируются следующим образом:

— породы гидрофобные М=0-0,2;

— породы преимущественно гидрофобные М=0,21-0,4;

— породы промежуточной смачиваемости М=0,41-0,6;

— породы преимущественно гидрофильные М=0,61-0,8;

— породы гидрофильные М=0,81-1,0.

Результаты исследований смачиваемости пород приведены в таблице 4.2 Характеристика смачиваемости пород [1]

Таблица 4.2

	Распределение образцов по величине показателя смачиваемости, шт.(%)
	0-0,2	0,21-0,4	0,41-0,6	0,61-0,8	0,81-1,0
Воробьевский	—	—	5(35,7)	3(21,4)	6(42,9)

Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности пластов воробьевского горизонта

Таблица 4.1

Вид исследований	Наименование	Проница- емость, мкм 2 •10-3	Коэф-т порис- тости, д.ед.	Коэф-т нефтена-сыщен., д.ед.	Коэф-т насыщ. св.водой, д.ед.
Лабораторные (керна)	Количество скважин Кол-во определений Среднее значение Коэф-т вариации,д.ед. Интервал изменения	7 218 329,7 0,702 16,2- 1532,4	7 229 0,173 0,184 0,091- 0,278	7 141 0,896 0,048 0,667- 0,967	7 141 0,104 0,417 0,033- 0,333
Геофизические	Количество скважин Кол-во определений Среднее значение Коэф-т вариации,д.ед. Интервал изменения	— — — — —	46 118 0,167 0,138 0,121- 0,223	44 113 0,783 0,138 0,553- 0,936	44 113 0,217 0,439 0,064- 0,447
Гидродинамические	Количество скважин Кол-во определений Среднее значение Коэф-т вариации,д.ед. Интервал изменения	27 36 395,77 2,66 0,72- 6052,05	— — — — —	— — — — —	— — — — —
Принято для расчетов		396	0,167	0,783	0,217

5. Характеристика состава и физико-химических свойств нефти

Исследование физико-химических свойств пластовых нефтей проводилось по пластовым пробам в отделе исследования нефтей ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ- 5М, ХРОМ-5.

Поверхностные пробы исследовались в нефтесырьевой лаборатории ВНИИУСа согласно ГОСТам: плотность нефти – ГОСТ-3900-85, содержание серы-ГОСТ-377-15, вязкость-ГОСТ-377-66, разгонка по Энглеру-ГОСТ-2177-66, содержание в нефти парафина определялось по методике ВНИИНП.

Всего отобрано и проанализировано: пластовых-39 проб, поверхностных-13 проб. По воробьевскому горизонту отобранные пробы распределились следующим образом:

Горизонт	Количество проб
	пластовых	поверхностных
Воробьевский	5	3

Краткая характеристика пластовой нефти по воробьевскому горизонту приводится в табл. 5.1; компонентный состав разгазированной и пластовой нефти в табл. 5.2; физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти в табл.5.3.

Исследование свойств нефти воробьевского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 3 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 5 проб, следующие: давление насыщения-10,1 МПа, газосодержание-67 м³ /т, объемный коэффициент-1,176, динамическая вязкость составляет 3,89 мПа•с. Плотность пластовой нефти-696 кг/м³ , сепарированной-819 кг/м³ . По даннм анализов поверхностных проб нефть воробьевского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы-1,31 % масс. и парафина-1,9 % масс. нефть является сернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 20°С составляет 6,1 м² /с.

Свойства пластовой нефти

Наименование	Воробьевский горизонт
	Количество Исследованных		Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
а) Нефть Давление насыщения газом, МПа Газосодержание, при однократном разгазировании, м 3 /т Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли единиц Газосодержание при диференциальном разгазировании в рабочих условиях, м 3 /т Суммарное газосодержание, м 3 /т Плотность, кг/м 3 Вязкость, мПа•с Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	3 4 3 не опр. не опр. 3 3 3	5 5 5 не опр. не опр. 5 5 5	9,4-10,7 49,85-110,62 1,2051-1,2752 не опр. не опр. 660,29-793,47 3,8-4,01 1,060-1,272	10,1 67 1,212 не опр. не опр. 696,0 3,89 1,176

Компонентный состав разгазированной и пластовой нефти

Таблица 5.2

Наименование	Воробьевский горизонт
	при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях		При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях		Пластовая нефть
	нефть		нефть		однократное разгазирование		дифференциальное разгазирование
	%% масс.	%% моль	%% масс.	%% моль	%% масс.	%% моль	%% масс.	%% моль
Сероводород Углекислый газ Азот+редкие в том числе: Гелий Метан Этан Пропан i-Бутан n-Бутан i-Пентан n-Пентан Гексан+высшие Гептан Остаток (С 8 +высшие) Молекулярная масса Плотность: газа, кг/м 3 газа относительная (по воздуху), доли ед. нефти, кг/м 3	0 0 0 не опр. 0,01 0,08 0,48 0,20 0,97 0,76 1,39 96,12 188,2 819,0	0 0 0 не опр. 0,117 0,501 2,049 0,648 3,141 1,982 3,626 87,936 188,2 819,0	не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр.	не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр.	0 0,020 1,360 не опр. 1,560 2,030 3,580 0,610 2,040 1,250 1,960 85,600 124,52 696,0	0 0,057 6,044 не опр. 12,110 8,406 10,111 1,307 4,371 2,157 3,383 52,055 124,5 696,0	не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр.	не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр.

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Таблица 5.3.4

Наименование			Воробьевский горизонт
			Количество Исследованных		Диапазон изменения	Среднее значение
			скважин	проб
Вязкость динамическая, мПа٭с при 20ºС 50ºС Вязкость кинематическая, 10 -6 м2 /с при 20ºС 50ºС Температура застывания, ºС Температура насыщения парафином, ºС			3 не опр. не опр. не опр. 2 не опр.	3 не опр. не опр. не опр. 2 не опр.	4,26-7,0 не опр. не опр. не опр. 17-19 не опр.	6,1 не опр. не опр. не опр. 18 не опр.
Массовое содержание,%	Серы Смол Силика- гелевых Асфальтенов Парафинов Солей Воды Мехпримесей		3 3 3 3 не опр. не опр. не опр.	3 3 3 3 не опр. не опр. не опр.	1,3-1,33 5,23-6,25 0,69-1,8 1,01-2,04 не опр. не опр. не опр.	1,31 6,05 1,2 1,9 не опр. не опр. не опр.
Температура плавления парафина, ºС			не опр.	не опр.	не опр.	не опр.
Объемный фракций, %		Н.к.100ºС до 150ºС до 200ºС до 300ºС до 350ºС	3 не опр. 3 3 не опр.	3 не опр. 3 3 не опр.	10,5-15,0 не опр. 25,4-34,0 49,0-55,0 не опр.	12,3 не опр. 29,5 50,5 не опр.
Классификация нефти: средняя, сернистая

6. Общая характеристика АСПО. Основные факторы, влияющие на формирование АСПО.

Асфальто-смоло-парафиновые отложения представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафи­нов (20-70 % мас.), асфальто-смолистых веществ (АСВ) (20-40 % мас.), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей [2].

Парафины — углеводороды метанового ряда от C₁₆ H₃₄ до С₆₄ Н₁₃₀ . В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти клас­сифицируют (ГОСТ 11851-85) на:

малопарафиновые — менее 1,5 % мас.;

парафиновые — от 1,5 до 6 % мас.;

высокопарафиновые — более 6 % мас.

Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе.

Высокомолекулярные парафины — церезины (от С₃₇ Н₇₄ до C₅₃ H₁₀₈ ) отличаются более высокой температурой кипения, боль­шими молекулярной массой и плотностью.

В состав асфальто-смолистых веществ входят азот, сера и кис­лород. АСВ обладают высокой молекулярной массой, не летучи, имеют существенную неоднородность структуры. Содержание смолистых веществ в нефти возрастает в связи с испарением легких компонентов и ее окислением. Иногда к группе смолистых соединений относят асфальтены.

Асфальтены — порошкообразные вещества бурого или коричневого цвета, с плотностью более единицы, массовое содер­жание которых в нефти достигает 5,0 %. В асфальтенах содержит­ся (% мас.): углерода — 80,0-86,0, водорода — 7,0-9,0, серы — до 9,0, кислорода — 1,0-9,0 и азота — до 1,5. Они являются наибо­лее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений тяжелых компонентов нефти.

Нефтяные дисперсные системы относят к классу коллоидов, в которых АСПВ диспергированы в мальтеновой среде. Очевидно, что физико-химичческие и технологические свойства нефтей во многом обусловлены межмолекулярным взаимодействием в системах «асфальтены-смолы» и «мальтены-смолы-асфальтены» [3].

Смолы и асфальтены обладают следующими особенностями [4]:

1. Химические и физико-химические процессы с участием АСВ носят коллективный характер. Асфальтены не являются индивидуальными компонентами, а образуют ассоциативные комбинации, в центре которых локализованы стабильные свободные радикалы;
2. Возникновение сольватной оболочки из диамагнетиков является непременным условием существования парамагнитных частиц в растворах. Образование сольватных оболочек ослабляет силы притяжения парамагнитных молекул и препятствует их рекомбинации в результате теплового движения;
3. Смолы состоят из диамагнитных молекул, часть которых способна переходить в возбужденное триплетное состояние или подвергаться гомолизу. Поэтому смолы являются потенциальным источником асфальтенов;
4. Свойства АСВ определяются не элементным составом, а прежде всего, степенью межмолекулярного взаимодействия компонентов.

Ниже в таблице 5.1 приведено содержание асфальтенов, смол и парафинов на Матросовском месторождении [5].

Таблица 5.1.

Эксплуатационный обьект	Асфальтены, %	Смолы, %	Парафины, %
Воробьевский горизонт	1,8	6,2	54,0

Выделяют две стадии образования и роста АСПО. Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кри­сталлов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности. На второй стадии происходит осаждение на покры­тую парафином поверхность более крупных кристаллов.

На образование АСПО оказывают существенное влияние:

— снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;

— интенсивное газовыделение;

— уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;

— изменение скорости движения газожидкостной смеси и от­дельных ее компонентов;

— состав углеводородов в каждой фазе смеси;

— соотношение объема фаз;

— состояние поверхности труб.

Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.

Влияние давления на забое и в стволе скважины . Когда забой­ное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновес­ное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивает­ся объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это способствует выделению из нее парафинов. Равновесное со­стояние может нарушаться как в пласте, так и в

скважине, и выпа­дение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.

При насосном способе эксплуатации давление на приеме на­соса может

быть меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части на­соса и на стенках эксплуатационной колонны. В колонне НКТ, выше насоса, можно выделить две зоны. Первая — непосред­ственно над насосом: здесь давление резко возрастает и становит­ся больше давления насыщения. Вероятность отложения в этой зоне минимальна. Вторая — зона снижения давления до давления насыщения и ниже, где начинается интенсивное выделение парафина.

В фонтанных скважинах при поддержании давления у башма­ка равным давлению насыщения выпадение парафина следует ожидать в колонне НКТ.

Как показано на практике, основными промысловыми объектами, в которых наблюдается образование отложений пара­фина, являются скважинные насосы, НКТ, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин.

Влияние газовыделения. Лабораторными исследованиями по­казано, что [2] на интенсивность образования парафиноотложений оказывает влияние процесс выделения газовых пузырьков в потоке смеси. Известно, что газовые пузырьки обладают спо­собностью флотировать взвешенные частицы парафина. При кон­такте пузырька с поверхностью трубы частицы парафина сопри­касаются со стенкой и откладываются на ней. В дальнейшем про­цесс отложения парафина нарастает вследствие его гидрофобности. На стенке трубы образуется слой из кристаллов парафина и пузырьков газа. Чем менее газонасыщен этот слой, тем боль­шую плотность он имеет. Поэтому более плотные отложения об­разуются в нижней части подъемных труб, где пузырьки газа малы и обладают большей силой прилипания к кристаллам пара­фина и стенкам трубы.

Влияние скорости движения газожидкостной смеси . Интенсив­ность образования АСПО во многом зависит от скорости течения жидкости. При ламинарном течении формирование АСПО про­исходит достаточно медленно.

С ростом скорости (при турбулизации потока) интенсивность отложений вначале возрастает. Дальнейший рост скорости движения газожидкостной смеси ве­дет к уменьшению интенсивности отложения АСПО: большая скорость движения смеси позволяет удерживать кристаллы пара­фина во взвешенном состоянии и выносить их из скважины. Кро­ме того, движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем объясняется резкое уменьшение отложений в интервале 0-50 м от устья скважины. При больших скоростях движения поток смеси охлаждается медленнее, чем при малых, что также замедляет процесс образования АСП .

Влияние шероховатости стенок труб. Состояние поверхности труб влияет на образование отложений. Микронеровности являются очагами вихреобразования, разрыва слоя, замедлителями скорости движения жидкости у стенки трубы. Это служит причи­ной образования центров кристаллизации отложений, прилипа­ния кристаллов парафина к поверхности труб, блокирования их движения между выступами и впадинами поверхности. Когда значение шероховатости поверхности труб соизмеримо с размера­ми кристаллов парафина либо меньше их, процесс образования отложений затруднен.

Влияние температуры в пласте и стволе скважины. Нефть является сложной по химическому составу смесью компонентов, которые, в зависимости от строения и внешних условий, могут находиться в разных агрегатных состояниях. Снижение темпера­туры вызывает изменение агрегатного состояния компонентов, приводящее к образованию центров кристаллизации и росту кристаллов парафина. Характер распределения температуры по стволу скважины существенно влияет на парафинообразова-ние и зависит от:

— интенсивности передачи тепла от движущейся по стволу скважины

жидкости окружающим породам. Теплопередача зави­сит от градиента температур жидкости и окружающих скважину пород и теплопроводности кольцевого пространства между подъемными трубами и эксплуатационной колонной;

— расширения газожидкостной смеси и ее охлаждения, выз­ванного работой газа по подъему жидкости [2].

7. Характеристика и анализ эффективности применяемых методов предотвращения и удаления АСПО.

К фонду скважин, осложненному формированием асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ), относятся скважины, эксплуатирующие девонский горизонт, с обводненностью продукции менее 99% при наличии одного или нескольких перечисленных ниже критериев:

– в скважине применяется любой из методов защиты от АСПО (механический, химический, комбинированный и т.д.),

– в течении последних пяти лет выполнен определенный объем подземных ремонтов при причине отложений АСПВ (в НКТ или насосе),

наличие отложений, выявленных в процессе подъема ГНО, без осложняющих последствий (должно производиться подтверждение лабораторными исследованиями),

– наличие отложений АСПВ в устьевой арматуре или выкидном нефтепроводе,

– происходит постепенное увеличение максимальной и уменьшение минимальной нагрузок на головку балансира станка-качалки (должно производиться подтверждение промысловыми исследованиями) или периодическое «зависание» штанговой колонны [6].

С осложнениями АСПО на Матросовском месторождении применяются методы:

1) механические (применение скребков, установленных на штангах)

Для категории скважин, в которых зона отложений начинается выше насоса и состав АСПО преимущественно парафинового типа, наиболее дешевым и технологически эффективным является применение механического метода борьбы с АСПО, заключающегося в применении в составе штанговой колонны в зоне отложений штанг со скребками в сочетании с применением в канатной подвеске привода штанговращателя.

Очистка поверхностей НКТ происходит при возвратно-поступательном и вращательном движении скребка. Промысловая практика показывает, что применение скребков и скребков-центраторов весьма эффективно и этот метод следует считать приоритетным при выборе способов предотвращения осложнений, связанных с АСПО в НКТ и на штанговой колонне. При применении механического метода борьбы с АСПО с использованием скребков-центраторов необходимо учитывать и возможность проявления в определенных условиях некоторых негативных последствий, обусловленных увеличением напряжений в штангах при движении объемных скребков-центраторов в вязкой среде. Увеличение максимальной и уменьшение минимальной нагрузки приводит к увеличению приведенного напряжения цикла и в ряде случаев может привести к некоторому снижению ресурса работы штанговой колонны в скважинах, продукция которых склонна к образованию стойких, высоковязких эмульсий. В таких скважинах число скребков-центраторов должно быть минимально необходимым [6].

Рис. 7.1 Распределение скребков-центраторов

На Матросовском месторождении применяют 85,7% наплавленные скребки- центраторы производства НГДУ «ИН», диаметр которых равен 56 мм, и 14,3% наплавленные производства НГДУ «БН» с диаметром 54 мм.

2) химические (промывки растворителями, применение ингибиторов)

В скважинах, в которых наиболее дешевые механические методы не достаточно эффективны, в частности, когда в составе АСПО преобладают смолы и асфальтены, зона отложений смещена на прием насоса или начинается непосредственно над насосом и т. д., возникает необходимость в применении более дорогих методов борьбы с АСПО, в том числе химических [6].

На Матросовском месторождении применяются, такие растворители как дистиллат и Миапром.

Моющее действие дистиллята основано на избирательном растворении смолопарафиновой составляющей АСПО, при этом остальные компоненты диспергируются и выносятся на поверхность потоком нефти или промывочной жидкости при промывке [7].

Необходимость проведения профилактических обработок определяется исходя из защищенности скважины от АСПО, по графику проведения обработок, составленному и утвержденному на год.

На скважинах, оборудованных ШГН, профилактические обработки дистиллятом производят на работающих скважинах с коэффициентом подачи не менее 0,5 при увеличении нагрузки на головку балансира на 25-30%.

На скважинах, оборудованных УЭЦН, профилактические обработки проводят при снижении дебита на 20-25% или увеличении нагрузки на электродвигатель на 15%.

Необходимость проведения обработки дистиллятом эксплуатационых колонн от АСПО при ремонте скважины определяется в процессе первого подъема глубинно-насосного оборудования по наличию АСПО на наружной поверхности НКТ, при непрохождении шаблонов до запланнированного интервала эксплуатационной колонны и по решению комиссии в случае отсутствия альтернативного метода очистки. Закачка дистиллята в скважину

осуществляется по герметизированной системе.

Перед обработкой скважины дистиллятом необходимо определить наличие циркуляции в скважине закачкой технологической жидкости и при отсутствии обработка скважины не допускается. Для определения наличия циркуляции, продавки и промывки дистиллята и растворенных АСПО использовать технологическую жидкость, облагороженную ПАВ (МЛ-81Б – для слабоминерализованной жидкости, ФЛЭК-ДГ-002-для сильноминерал-

лизованной) [7].

В качестве моющего средства на Матросовском месторождении используется препарат МЛ-81Б. МЛ-81Б представляет собой многокомпонентную смесь анионных и неионногенных синтетических ПАВ разного химического строения взятых в строго определенном весовом соотношении.

К химическим методам борьбы с АСПО относится также применение ингибиторов: СНПХ-7214, СНПХ-7215, СНПХ-7253, СНПХ-7941, СНПХ-7920М с дозировкой 50-200 г на 1 т добываемой нефти. Ингибиторы, используемые для предупреждения образования АСПО, являются гидрофилизаторами поверхности оборудования и диспергаторами асфальтенов, смол и парафинов. При постоянной дозировке такого химического реагента в скважину на изначально чистой поверхности оборудования создается гидрофильная пленка, препятствующая формированию на нем отложений. Одновременно такой реагент оказывает диспергирующее действие на твердую фазу смоло-парафиновых веществ, что способствует беспрепятственному выносу их потоком жидкости. Для предупреждения формирования отложений парафина на поверхности НКТ применяются реагенты-депрессаторы, предотвращающие рост кристаллов и образование структур с плотной упаковкой молекул твердых углеводородов. Препятствовать отложениям парафина могут также реагенты-модификаторы, изменяющие кристаллическую структуру парафинов в процессе их фазового перехода. Ингибитор может подаваться в скважину при помощи забойных и устьевых дозаторов, а также периодической закачкой в затрубное пространство.

3) тепловые

К тепловым методам относятся в первую очередь тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 50ºС и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений, или необходимо вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины. На Матросовском месторождении используют технологии с применением горячей нефти или воды.

4) применение защитных покрытий (полимерные покрытия)

На Матросовском месторождении применяют полимерное эпоксидное покрытие (ПЭП).

Это тонкопленочное покрытие, его толщина приблизительно составляет 350 мкм.

Применение защитных покрытий эффективно лишь в том случае, если будет полностью изолирован интервал парафинизации. Однако, на поздней стадии разработки происходит расширение зоны парафинизации, ее смещение вглубь скважины, в призабойную зону и в зону насоса. Следовательно, применение защитных покрытий в качестве превентивной меры может лишь частично решить проблему. Эффективность применения труб с полимерными покрытиями в качестве самостоятельной меры на осложненных АСПО скважинах с УСШН недостаточна [6].

К мерам по предотвращению образования АСПО в скважинном оборудовании относятся:

— подбор и установление режима откачки, обеспечивающего оптимальную степень

— дисперсности водонефтяного потока;

— применение скважинных насосов с увеличенным проходным сечением клапанов;

— снижение динамического уровня в скважине (при этом уменьшается отвод тепла от НКТ, поскольку теплопроводность газа в затрубном пространстве намного ниже, чем жидкости);

— увеличение глубины погружения насоса (увеличивает температуру на приеме насоса);

— применение дозируемой подачи на прием скважинного насоса химических реагентов, подбираемых с учетом состава АСПО, свойств продукции и режимов эксплуатации скважины.

При решении вопроса о целесообразности применения метода предотвращения АСПО с использованием подачи химических реагентов забойными дозаторами необходимо учитывать следующие обстоятельства. Химические реагенты, как правило, дороги, и тенденции к снижению их стоимости не наблюдается. Как показала практика, метод технологически эффективен только при применении новых НКТ. Существующие способы очистки бывших в употреблении НКТ не обеспечивают требуемой степени очистки поверхности труб. Если в составе колонны оказываются трубы, бывшие в употреблении, применение дозаторов не обеспечивает защиты от АСПО и оказывается чисто затратным делом [6].

Предотвращению отложений парафина и асфальто-смоло-парафиновых веществ в скважинном оборудовании может способствовать повышение температуры продукции скважины в результате ее подогрева перед насосом, например скважинным стационарным электронагревателем. Однако, в связи с высокой стоимостью нагревателей и кабеля, а также и с учетом того обстоятельства, что в результате потерь тепла в окружающую среду зона повышенной в результате подогрева температуры продукции скважины распространяется не более, чем на 300 м по длине НКТ, — применение метода требует тщательной экономической оценки с учетом конкретных условий.

При выборе способа удаления АСПО необходимо иметь в виду следующее. Инженерно-технологическая служба НГДУ должна планировать и осуществлять мероприятия направленные на предотвращение и ликвидацию АСПО с учетом конкретных геолого-физических условий, свойств продукции скважины, состава АСПО, особенностей данной стадии разработки месторождения, наличия тех или иных технических средств, химических реагентов и т. д. Интегральными критериями при выборе метода являются экономические критерии, в частности годовые затраты при использовании данного метода в расчете на скважину. Несмотря на отмеченную необходимость индивидуального подхода к конкретным скважинам, все же определенные обобщенные рекомендации исходя из накопленного в ОАО «Татнефть» опыта могут быть сделаны [6].

7.1.Анализ эффективности применения растворителя «МИА-пром» на Матросовском месторождении.

Эффективность удаления АСПО определяем динамографированием, оценкой изменений межочистного периода, суточного дебита и динамического уровня скважин. Путем динамографирования оцениваем изменение нагрузки на головку балансира. По степени снижения этой нагрузки определяем эффективность проведения обработки. Чем выше межочистной период (МОП), тем выше эффективность обработки.

Динамометрия это один из основных, надежных и простых методов контроля работы штанговых насосов, грамотная оценка которой ведет к предотвращению аварий и, следовательно, нормальной работе насоса. При помощи динамометрирования решаются две задачи: во-первых, определяются отдельные параметры пласта и скважины и проверяется режим работы насосной установки: дебит скважины, коэффициент продуктивности, коэффициент наполнения и подачи насоса, давление на приеме насоса, величина деформации труб и штанг, плотность жидкости в НКТ и затрубном пространстве. Во-вторых, проверяется исправность работы штангового насоса, и выявляются механические неисправности.

Динамометрирование осуществляется с помощью различных типов динамографов, подразделяющихся по принципу действия преобразующего устройства на гидравлические (ИКГН‑1, ГДМ‑3) и электронные («Эхометр», Микон, Квантор, Сиддос).

Измерение нагрузок на устьевом штоке возможно двумя способами:

• для количественного динамометрического анализа необходимы данные высокой степени точности, которые можно получить с помощью стационарного калиброванного датчика, измеряющего механическое напряжение; он устанавливается между траверсами канатной подвески исследуемой скважины;
• для получения качественной информации, позволяющей судить об эффективности работы насоса и выявлять (диагностировать) некоторые неисправности подземного оборудования, используется С — образный облегченный датчик-струбцина, прикрепляемый при помощи зажима непосредственно к устьевому штоку. Такой датчик называется накладным. Прин

Ключевые слова —