1. Осложняющие факторы при добычи нефти.

1. Осложняющие факторы при добычи нефти.

К осложняющим работу нефтяных скважин факторам в промысловой практике принято относить следующие:

- отложения асфальтосмолистых парафиновых веществ (АСПВ);

- отложения неорганических солей;

- образование высоковязких эмульсий;

- коррозия скважинного оборудования;

- влияние мехпримесей на работу насосного оборудования;

- работа скважинного оборудования в наклонно-направленных и искривленных скважинах.

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.

Парафины - углеводороды метанового ряда от С 16Н34 до С64Н130. 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 С37Н74 до С53Н108) 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.

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.

Отложения неорганических солей.

При добыче нефти и газа на внутренней поверхности промысловых трубопроводов и оборудования широкого ряда месторождений образуются отложения неорганических солей.

Отложение солей в нефтедобыче происходит при любых способах эксплуатации скважин, однако наиболее негативные последствия имеют место при добыче нефти с помощью штанговых глубинных насосов (ШГН) и установок электропогружных центробежных насосов (ЭЦН). Наличие неорганических солей на поверхности рабочих органов насосов повышает их износ, приводит к заклиниванию вала ЭЦН и плунжера ШГН, разрушению рабочих колес.

В этих условиях межремонтный период работы механизированного фонда скважин существенно уменьшается. Солеотложения также присутствуют в групповых замерных установках, нефте- и газосборных коллекторах, системах подготовки нефти и т. п. Разнообразие горно-геологических особенностей строения продуктивных пластов, состава пластовых флюидов и типов вод, используемых для поддержания пластового давления, предопределило разнообразие причин образования отложений неорганических солей на поверхности оборудования, а также различие в их составе для разных месторождений.

По преимущественному содержанию неорганических солей определенного вида различают три основные группы наиболее часто встречающихся отложений: сульфатные, карбонатные и хлоридные. На оборудовании добывающих скважин и Г3У залежей терригенного девона отмечены отложения радиобарита.

Методы борьбы – предотвращение и удаление

К первой группе можно отнести:

а) применение специально подобранных химических реагентов и рациональное их использование на всем этапе от скважины до установки подготовки нефти (УПН);

б) использование для подготовки нефти емкостного оборудования специальной конструкции;

в) технологии, направленные на предотвращение образования избыточного содержания сульфида железа как основного стабилизатора эмульсии.

Ко второй группе относят:

а) использование химических реагентов -деэмульгаторов с повышенным удельным расходом;

б) увеличение температуры процессов деэмульсацин;

в) применение промывочной пресной или соленой воды;

г) обработку кислотами и щелочами.

Образование высоковязких эмульсий.

Обводнение продуктивных пластов нефтяных месторождений вызывает серьезные осложнения при добыче, сборе и подготовке нефти, связанные с образованием нефтяных эмульсий, которые обладают высокими вязкостью и стойкостью к разрушению. При образовании стойких эмульсий снижаются показатели безотказности работы насосных установок из-за увеличения количества обрывов штанг ШГНУ, пробоев электрической части УЭЦН вследствие перегрузок погружного электродвигателя. Рост давления жидкости в системах сбора нефти и газа влечет за собой порывы коллекторов. Затрудняются сепарация газа и предварительный сброс воды. С необходимостью разрушения стойких эмульсий связан также наибольший рост энерго- и металлоемкости.

К естественным стабилизаторам эмульсий относят содержащиеся в нефти асфальтены, смолы, нафтены и парафины, являющиеся природными ПАВ. К ним относят мельчайшие твердые частицы веществ (глина, кварц, соли и т. д.), находящихся в продукции скважин во взвешенном состоянии.

В зависимости от концентрации дисперсной фазы в эмульсиях их подразделяют на разбавленные или слабо концентрированные (дисперсной фазы менее 20 %), концентрированные (до 74 %) и высококонцентрированные (свыше 74%). Разбавленные эмульсии с мелкодисперсной структурой обладают высокой стойкостью к разрушению.

К основным характеристикам нефтяных эмульсий относят степень разрушения за определенный период времени, эффективную (в ряде случаев структурную) вязкость, средний поверхностно-объемный диаметр эмульгированных капель водной фазы. В совокупности эти параметры отражают интенсивность эмульгирования нефти, ее физико-химические свойства и адсорбцию эмульгатора.

Эмульгированию способствуют перемешивание пластовых флюидов в насосных установках и присутствие газовой фазы, осуществляющей массоперенос в жидкостях.

В скважинах, оборудованных УЭЦН, образование эмульсий происходит наиболее интенсивно. Согласно формированию дисперсной структуры эмульсии в УЭЦН завершается на первых сорока ступенях насоса.

С повышением вязкости и плотности нефти вязкость эмульсий, образовавшихся в УЭЦН, возрастает, а их стойкость увеличивается.

При добыче нефти штанговыми насосами особенно сильное эмульгирование происходит в клапанных узлах насосов и резьбовых соединениях НКТ. Эмульсия начинает формироваться при движении жидкости через насос. В дальнейшем эмульгирование нефти протекает в НКТ за счет турбулизации потока при омывании встречных конструктивных элементов труб (например, муфт штанговых колонн).

Разрушение нефтяных эмульсий происходит при:

- гравитационном холодном разделении (отстаивание);

- фильтрации;

- разделении в поле центробежных сил (центрифугирование);

- электрическом воздействии;

- термическом воздействии;

- воздействии магнитного поля;

- в процессе перекачивания (внутритрубная деэмульсация).

Коррозия скважинного оборудования.

Коррозия оборудования связана с воздействием сразу нескольких факторов – повышением обводненности продукции скважин, увеличением выноса солей и механических примесей, повышением скорости движения пластовой жидкости, увеличением токов и напряжений в кабельных линиях и погружных электродвигателях. Поэтому повышение ресурса скважинного оборудования, в том числе УЭЦН, невозможно без защиты оборудования от коррозии.

Под коррозией понимается процесс разрушения материалов в результате взаимодействия с агрессивной средой. При этом имеются в виду их разрушение и потеря эксплуатационных свойств в результате химического или физико- химического взаимодействия с окружающей средой. Основной ущерб, причиняемый коррозией, заключается в огромной стоимости изделий, разрушаемых коррозией, и стоимости проведения восстановительных операций. Еще больший ущерб могут составить косвенные потери: простои скважин, потери в добыче нефти и газа, нарушение в системе разработки месторождения. Наиболее часто говорят о коррозии металлов. Менее известны случаи коррозии полимеров. Скорость коррозии, как и всякой химической реакции, очень сильно зависит от температуры. По типу агрессивных сред, в которых протекает процесс разрушения, коррозию можно отнести к следующим типам:

• газовая коррозия;• атмосферная коррозия;• коррозия в неэлектролитах; • коррозия в электролитах; • подземная коррозия; • биокоррозия; • коррозия блуждающим током.

По условиям протекания коррозионного процесса различаются следующие виды: • контактная коррозия; • щелевая коррозия; • коррозия при неполном погружении; • коррозия при полном погружении; • коррозия при переменном погружении; • коррозия при трении; • межкристаллитная коррозия; • коррозия под напряжением.

При контакте пластовых флюидов со скважинным оборудованием возможно проявление следующих видов коррозии: • общая (неравномерная) коррозия; • локальная (местная) коррозия.

Общая (неравномерная) коррозия – это процесс, протекающий на всей или на какой-либо части поверхности металла скоростью 0,1–0,5 мм/год. Результатом общей (неравномерной) коррозии является сплошное разрушение поверхности металла или какой-либо части его поверхности. Характерной особенностью локальной коррозииявляется высокая скорость растворения металла на отдельных участках, достигающая 1–10 мм/год. Результатом локальной (местной) коррозии является разрушение металла в глубину вплоть до появления сквозных отверстий, при этом соседние участки могут практически не затрагиваться коррозией. Основными видами локальной (местной) коррозии скважинного оборудования являются:• питтинговая (язвенная) коррозия; • коррозия пятнами; • коррозия в виде бороздок (канавок); • коррозия в виде плато; • мейза-коррозия; • контактная коррозия; • подпленочная коррозия; • гальваническая коррозия.

Методы защиты от коррозии:

1. Химические:

- применение химреагентов

2. Физические:

- променение коррозионно-стойких материалов;

- применение защитных покрытий;

- аноная защита.

3. Технологические:

- ограничение водопритока в скважине;

- предотвращение попадания кислорода;

- снижение температуры жидкости;

- исключение закачки в систему ППД воды, зараженной СВБ;

- применение технологических растворов с низкой коррозионной активностью;

- предупреждение смешивания коррозионной продукции с некоррозионной.

Влияние мехпримесей на работу насосного оборудования.

Наличие мехпримесей в добываемой жидкости значительно снижают межремонтный период работы скважин и уменьшают коэффициент подачи и КПД насоса. В связи с этим эффективность борьбы с негативным влиянием мехпримесей на работу ЭЦН и засорением скважин и насосов поверхностным мусором имеет весьма актуальное значение для промысловиков. Основной причиной попадания мусора в скважи­ну с поверхности земли является низкая культура производства при производстве ремонтных и технологических работ. Например, щепки попадают в скважину из-за применения разлохмаченных деревянных прокладок путем прилипания щепок к НКТ и штангам. Источником засорения часто являются также старая краска, полиэтилен, резины и изоленты, фрагменты пластмассовых предметов и растительности.

1. Характер отказов насосного оборудования из-за засорения.

Отказ насосного оборудования в результате засорения рабочих органов штанговых глубинных насосов происходит:

• в результате попадания под клапан посторонних пред­метов и негерметичного закрытия клапана. Это чаще всего происходит с приемным клапаном, чуть реже - с нагнетательным;

• в результате забивания внутреннего сечения плунжера посторонними предметами, АСПО и солями. При этом штан­говая колонна отстает от хода головки балансира СК при ходе вниз, возникают удары траверсы канатной подвески в начале хода вверх;

• из-за попадания в зазор между плунжером и цилиндром насоса мехпримесей: окалины, песка, проппанта, цемента и др.;

• из-за полного забивания фильтра насоса посторонними предметами, АСПО, солями, мехпримесями из пласта.

Отказ УЭЦН из-за засорения рабочих органов происходит гораздо чаще. Как правило, засоряются частично или полностью рабочие колеса и направляющие аппараты первых секций ЭЦН, из-за чего насос начинает работать с низкой про­изводительностью, с вибрацией, что приводит к полному выходу из строя УЭЦН. Это происходит из-за того, что приемная сетка ЭЦН имеет крупные отверстия размером 30x2,5 мм, через которые проходят предметы, застревающие в каналах колес.

ЭЦН часто засоряется и мехпримесями из пласта (проп-пант, сульфид железа, песок, минеральные соли и т.д.

2. Основные источники и пути засорения скважин и насосного оборудования поверхностным мусором и мехпримесями.

Основные пути попадания наземного мусора и грязи в скважину следующие.

• При бурении и освоении новых скважин и боковых ство­лов

• При текущем и капитальном ремонте скважин

• При глушении, технологических промывках и заливках химреагентов.

Мусор попадает в автоцистерну при ремонте, при откачке амбаров, грязной жидкости с мест порывов трубопроводов, канализационных емкостей. После слива этой жидкости, если не производится тщательная промывка и чистка емкости автоцистерны, вместе с жидкостью глу­шения и промывки грязь и мусор попадают в скважину и, в дальнейшем, на фильтр и прием насоса.

Работа скважинного оборудования в наклонно-направленных и искривленных скважинах.

В настоящее время подавляющее большинство эксплуата­ционных скважин бурят кустовым методом, что обуславли­вает проводку наклонно направленных скважин с вертикаль­ным и азимутальным углами искривления. Искривленный профиль скважин в определенной степени оказывает отрица­тельное влияние на межремонтный период работы скважин.

Эксплуатация наклонно-штанговых скважин СШНУ (скважинная штанговая насосная установка) приводит к истиранию насосных штанг и труб с образованием щелей в трубах (а значит, к значительному снижению коэффициента подачи установки), а также к обрыву штанг. Несмотря на то, что интервал спуска насоса, как правило, находится на участке стабилизации или снижения угла наклона, общая кривизна по стволу скважины и особен­но темп изменения кривизны в интервале спуска насоса непо­средственно влияют на наработки насосного оборудования на отказ, снижают МРП скважин и могут приводить к авариям. Как правило, обрываются или отворачиваются шпильки в соединительных элементах насоса. Причиной тому служат по данным анализа следующие факторы:

- некачественное изготовление шпилек, а также монтаж их без пружинных шайб;

- изгиб установки при ее спуске, в результате чего появля­ется остаточная деформация шпилек;

- вибрация установки под действием относительно не­больших по величине изгибающих усилий.

Для устранения последнего фактора важное значение име­ет выбор интервала спуска насоса. Руководством по эксплуа­тации УЭЦН кривизна скважины в зоне работы установок лимитирована. Темп набора кривизны не должен превышать 3 минуты на 10 м глубины.

Одной из причин, снижающих МРП, является разрушение соединительных элементов УЭЦН при работе установки. Причем это явление наблюдается не только в искривленных и наклонно-направленных, но и в вертикальных скважинах.

Факторы, вызывающие полеты установок из-за обрыва шпилек можно систематизировать по направлениям, сгруппировать в следующем порядке:

- конструктивные особенности скважины; - конструктивные особенности УЭЦН; 1- свойства добываемых флюидов;- технологии ремонтных работ и спуско-подъемных опе­раций;- технологический режим откачки.

Основной метод борьбы с отрицательными явлениями – использование на колонне штанг так называемых центраторов. Известно большое количество различных центраторов, которые в принципе делятся на две группы: центраторы скольжения и центраторы качения (роликовые центраторы). Центраторы изготавливаются как из металла, так и из пластических материалов. При установке центраторов на колонне штанг они одновременно выполняют и функцию скребков.

2. Теоретические основы возникновения, закономерности и характер проявления осложнений из-за АСПО.

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.

Промысловые исследования в условиях ОАО "Оренбургнефть" показали, что характер распределения парафиновых отложений в трубах различного диаметра примерно одинаков. Толщина отложений постепенно увеличивается от места начала их образования на глубине 500 - 900 м и достигает максимума на глубине 50-200 м от устья скважины, затем уменьшается до толщины 1-2 мм в области устья.

Анализ состава АСПО, отобранных на различных глубинах скважин, показал, что на глубине более 1000 м содержится больше АСВ, чем парафинов.

Механические примеси (содержание не превышает 4-5% мас.) на таких глубинах практически не участвуют в формировании отложений.

С уменьшением глубины наблюдаются снижение содержания асфальто-смолистых веществ в АСПО, а также увеличение количества механических примесей и твердых парафинов.

Чем ближе к устью скважины, тем в составе АСПО больше церезинов и, соответственно, тем выше структурная прочность отложений.

На основе анализа и статистической обработки промыслового материала установлено, что чем больше обводненность, тем больше содержание смолистых и асфальтеновых компонентов. С увеличением массового содержания воды и нефти в составе отложений при увеличении обводненности изменяется консистентность отложений: они становятся более пластичными и мазеподобными с более плотной упаковкой. Процесс выпадения АСПО сдвигается вниз по скважине; если раньше массовое выпадение АСПО наблюдалось в интервалах 200-600 м, то теперь отложения наблюдаются ближе к насосному оборудованию, в самом насосе и даже в призабойной зоне пласта. С учетом этого существенно должны меняться основные подходы в борьбе с отложениями промыслового парафина.

АСПО образуются во многих скважинах с низкой обводненностью нефти, доля которых от общего количества скважин составляет 32 % Второе место по частоте обра:ювания АСПО занимают скважины, имеющие обводненность от 50 до 90%. Характерной особенностью формирования АСПО в таких скважинах является их образование не только в НКТ, но и в насосном оборудовании (более 50 % ремонтов). АСПО в колонне НКТ образуются в основном вскважинах с низкой и высокой (от 60 до 80 %) обводненностью. Большинство таких скважин (95 %) оборудова­ но штанговыми насосами, из них 54 % имеют диаметр плунжера 44 мм, а 31 % 32 мм. Около 47 % скважин с АСПО в насосах имеют обводненность продукции выше 60 %. в то время как всего 28 % таких скважин - низкую обводненность.

В. П. Тронов процессы отложения парафинов в обводненных скважинах объясняет снижением пластовой темнературы. При газоотделении в этих условиях усиливается турбулизация потока водонефтяной смеси, за счет чего обеспечивается лучший контакт кристаллов с поверхностью труб и увеличивается теплоотдача потока. Обводнение оказывает влияние на химические свойства нефти - повышаются плотность, вязкость и содержание высокомолекулярных компонентов, что способствует парафиноотложению.

По мнению В. А. Рагулина, обводнение ведет к образованию эмульсий, которые способствуют возникновению сильно развитой поверхности раздела фаз "нефть -вода-смоло-парафиновые компоненты. Вязкость жидкости повышается в связи с чем возможно образование жестких структур и их прилипание к поверхности труб.

Влияние температуры в пласте и стволе скважины. 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 парафинообразование 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.

Влияние газовыделения. Лабораторными исследованиями показано, что 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 откладыва ются 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 r·азожидкостной 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 груб, 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 АСПО.

Влияние шероховатости стенок труб. 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.

3.Методы и способы борьбы с АСПО.

В целях борьбы с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению образования отложений и их удалению (рис. 1).

Предотващение: 1.Применение гладких покрытий 2.Химические 3.Физические

Химические методы базируются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы.

Химические реагенты подразделяются на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы:

Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. К ним относятся полиакриламид (ПАА), ИП-1;2;3, кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных ПАВ.

Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения. Такими свойствами обладают атактический пропилен,низкомолекулярный полиизобутилен, алифатические сополимеры, сополимеры этилена и сложного эфира с двойной связью, тройной сополимер этилена с винилацетатом и винилпиролидоном.

Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению. К известным депрессаторам относятся "Парафлоу АзНИИ", алкилфенол ИПХ-9, "Дорад-1А", ВЭО-504 ТюмИИ, "Азолят-7" [1].

Диспергаторы - химические реагенты, обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которая уносится потоком нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. К ним относятся соли металлов, соли высших синтетических жирных кислот, силикатно-сульфанольные растворы, сульфатированный щелочной лигнин. Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с:

· процессом разрушения устойчивых нефтяных эмульсий;

· защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии;

· защитой от солеотложений;

· процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока.

Разработан достаточно широкий ассортимент химических реагентов для борьбы с АСПО. В настоящее время применяются следующие марки реагентов:

· бутилбензольная фракция,· толуольная фракция,СНПХ-7р-1 - смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения, а также ароматических углеводородов,· СНПХ-7р-2 - углеводородная композиция, состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановой фракции · ХПП-003, 004, 007,· МЛ-72 - смесь синтетических ПАВ;

· реагенты типа СНПХ-7200, СНПХ-7400 - сложные смеси оксиалкилированных ПАВ и ароматических углеводородов,· реагент ИКБ-4, оказывающий комплексное воздействие на АСПО и коррозию металла труб, ИНПАР; СЭВА-28 - сополимер этилена с винилацетатом.
Методы, относимые к физическим, основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию. Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб.

В настоящее время около 30 различных организаций предлагает магнитные депарафинизаторы. Под воздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушение агрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся при концентрации 10-100 г/т в нефти и попутной воде.

Удаление: 1 Тепловые 2.Механические 3. Химические

Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 50 ⁰С и стекать с нагретой поверхности. В настоящее время используют технологии с применением:

· горячей нефти или воды в качестве теплоносителя;

· острого пара;

· электропечей наземного и скважинного исполнения;

· электродепарафинизаторов (индукционных подогревателей), осуществляющих подогрев нефти в скважине;

· реагентов, при взаимодействии которых протекают экзотермические реакции.

Технология применения теплоносителя предусматривает нагрев жидкости в специальных нагревателях (котельных установках передвижного типа) и подачу ее в скважину способом прямой или обратной промывки. Обратная промывка более предпочтительна, так как при этом исключено образование парафиновых пробок. Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных и распространенных интенсифицирующих методов.

Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся отложений АСПО на НКТ. Для этой цели разработана целая гамма скребков различной конструкции.

По конструкции и принципу действия скребки подразделяют на:

· пластинчатые со штанговращателем, имеющие две режущие пластины, способные очищать АСПО только при вращении. Для этого используют штанговращатели, подвешенные к головке балансира станка-качалки. Вращение колонны штанг и, следовательно, скребков происходит только при движении вниз. Таким путем скребок срезает АСПО с поверхности НКТ;

· спиральные, возвратно-поступательного действия;

· "летающие", оснащенные ножами-крыльями, которые раскрываются при движении вверх, что обеспечивает им подъемную силу. Применяют, как правило, в искривленных скважинах.

пластиковые скребки. Они одновременно играют роль центраторов.
Как метод предотвращения АСПО следует отдельно выделить применение гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали. Недостаточные термо- и морозостойкость эпоксидных смол являются сдерживающим фактором их широкого применения. С этих позиций лучшими могут считаться НКТ, футерованные стеклоэмалью. Большое сопротивление истиранию, низкие тепло- и электропроводность открывают большие перспективы внедрения труб со стеклоэмалевым покрытием в нефтедобывающей промышленности.

4.Расчет недобора нефти при горячих и термохимических обработках скважин. Методы снижения недобора.

Объем неотобранной жидкости рассчитывается по формуле:

V_н = V_п + V_з + V_пл,

где V_н – недобор нефти, связанный с проведением горячей промывки (м³),

V_п – объем недобора за время промывки (м³);

V_з – объем недобора за время откачки от устья до динамического уровня (м³).

V_п = t_п·q·(1-w),

где t_п – время промывки (часов);

q – производительность глубинного насоса (м³/час);

w – обводненность продукции.

V_з = [0.875⋅(D²_к-d²_н) ⋅Н_дин]/q⋅Q_н/24,

где D_к – внутренний диаметр эксплуатационной колонны (м);

d_н – внешний диаметр НКТ (м);

Н_дин – динамический уровень в скважине (м);

Q_н – суточный дебит скважины (м³/сут).

V_пл = (V_ж/q)⋅(Q_н/24),

где V_ж – объем жидкости, продавленный в пласт (м³), вычисляется либо по формуле Дюпюи, либо по значению приемистости при данном давлении закачки во время промывки.

5. Негативное влияние высокой вязкости нефти на показатели разработки и эксплуатации месторождений

В России основные запасы высоковязкой нефти расположены в Пермской области, Татарстане, Башкирии и Удмуртии. В промышленной разработке находятся два крупных месторождения аномально вязкой нефти – Ярегское и пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения (республика Коми) с суммарными геологическими запасами 870 млн т.

Проблема разработки месторождений высоковязкой нефти заключается в том, что естественные температурные условия не обеспечивают необходимой подвижности этой нефти во время фильтрации по пласту и притоку в скважины. Общепризнано, что термические методы добычи нефти в настоящее время являются базовой технологией разработки высоковязких нефтей и битумов. В пласт закачивают пар с температурой 310‑320 С, который получают в парогенераторе. Тепловое воздействие снижает вязкость нефти при нагревании, что приводит к увеличению её подвижности в пластовых условиях. Применение паротеплового метода считается эффективным, если на 3-4 тонны пара дополнительно добывают 1 тонну нефти. Технология паротеплового воздействия весьма энергоемка и требует крупных материальных затрат и сложного оборудования (парогенераторную установку, поверхностные коммуникации – трубопроводы, компенсаторы температурных деформаций, устьевое и внутрискважинное оборудование).

Среди известных методов теплового воздействия на пласты, содержащие высоковязкие нефти, наиболее широко применяется пароциклическая обработка скважин в комбинации с площадной закачкой пара. Применение освоенных технологий в условиях сложнопостроенных коллекторов, в которых наряду с низкопроницаемой пористой матрицей, содержащей основные запасы нефти, присутствуют зоны аномально высокой проницаемости, недостаточно эффективно. В этих условиях не всегда удается управлять процессом теплового воздействия и использовать его для достаточно эффективного извлечения нефти. Однако применение термических технологий, в частности, наиболее распространенной – площадной закачки пара в системе вертикальных скважин, особенно при очень высокой вязкости нефти, характеризуется большими энергетическими затратами.

Рис.1. Зависимость вязкости нефти от содержания воды. Стрелками показаны стадии обводнения продукции скважины: 0-40% – малая обводненность, 40-75% – средняя обводненность,75-95% – высокая обводненность, 95-100% – предельная обводненность.

1. Интенсивность отложения АСПО на стенках насосно-компрессорных труб (НКТ) Поскольку вязкость добываемой продукции в подъемных трубах в значительной степени зависит от обводнения, а интенсивность АСПО, в свою очередь, зависит от вязкости жидкости, то характер проявления этих величин в зависимости от скорости потока по результатам эмпирических оценок представлен на рисунке 5. Таким образом, можно констатировать, что изменение содержания воды в продукции скважин значительно влияет на интенсивность АСПО на скважинном оборудовании

Рис.5. Зависимость интенсивности АСПО от скорости потока для различных вязкостей добываемой жидкости. μ1-10мПас; μ2- 30мПас; μ3-150мПас

2. Влияние содержания воды в добываемой продукции на реологические свойства жидкости. По мере появления воды в добываемой продукции происходят изменения вреологических свойствах нефти. Эти изменения до уровня обводнения 35-40%незначительны и существенного влиянияна работу скважинного оборудования неоказывают. Однако при дальнейшем увеличении содержания воды в добываемой продукции начинает образовываться устойчивая высоковязкая эмульсия вода в нефти, обладающая структурообразующими и тиксотропными свойствами (см.рис.1). Максимальная вязкость этой эмульсии, превышающая вязкость нефти в десятки и сотни раз, достигается при обводнении 55-65%. Такая вязкость в первую очередь влияет на работу СШНУ: повышаются амплитудные нагрузки на колонну штанг, увеличиваются гидравлические трения штанг при ходе их вниз нередко до значения веса колонны штанг, что приводит к зависанию штанговой колонны. УЭЦН тоже снижает коэффициент подачи, повышается нагрузка на ПЭД до 10-15%, требуется применять более высоконапорные насосы. При достижении обводнения 75% и более эмульсия теряет устойчивость, создается дисперсия нефть в воде с небольшой вязкостью. Если пластовая нефть имеет высокую вязкость, из-за чего не применялась УЭЦН, то после 80% обводнения можно применять УЭЦН с хорошими коэффициентами подачи

3.Влияние содержания воды в продукции скважины на интенсивность коррозии.

На скорость коррозии скважинного оборудования оказывают влияние многие факторы, такие как минерализация воды, температура жидкости, наличие растворенных в жидкости агрессивных газов и других химически активных элементов, скорость потока и другие.

Влияние содержания воды в продукции скважин на скорость коррозии металла нефтепромыслового оборудования изучалось по результатам статистического анализа порывности нефтепроводов на отдельных месторождениях и путем анализа скорости коррозии образцов свидетелей, установленных на выкидных линиях скважин (рис.6).

Рис.6. Характер изменения агрессивности добываемой жидкости от обводнения продукции скважины.

До обводненности 45-50% интенсивность порывов идентичных трубопроводов и скорость коррозии, определенная по образцам свидетелям, остается практически на одном уровне. Далее начинает резкий рост этих показателей и стабилизация на уровне обводнения 80%. Причина резкого роста интенсивности коррозии оборудования обьясняется выпадением свободной воды из водонефтяной эмульсии и применением деэмульсаторов для борьбы с эмульсией.

1. Повышение содержания воды в продукции скважин снижает негативное влияние АСПО на работу скважинного оборудования.

2. В интервале обводнения продукции скважин 40-75% создается водонефтяная эмульсия, обладающая структурными и тиксотропными свойствами, что снижает коэффициент подачи насосов и может привести к зависанию штанговой колонны.

3. Интенсивное повышение коррозионной активности скважинной продукции наблюдается в интервале обводнения 50-80% с дальнейшей стабилизацией этого показателя.

6. Химические, тепловые, термохимические и технологические методы устранения негативного влияния высоковязких эмульсий на процессы добычи нефти.

Разрушение нефтяных эмульсий происходит при:

- гравитационном холодном разделении (отстаивание);

-фильтрации;

-разделении в поле центробежных сил (центрифугирование);

-электрическом воздействии;

- термическом воздействии;

-воздействии магнитного поля;

-в процессе перекачивания (внутритрубная деэмульсация).

Отстаивание применяют при высокой обводненности нефти и осуществляют путем гравитационного осаждения диспергированных капель воды. На промыслах применяют отстойники периодического и непрерывного действия разнообразных конструкций. В качестве отстойников периодического действия обычно используют сырьевые резервуары, при заполнении которых сырой нефтью происходит осаждение воды в их нижнюю часть. В отстойниках непрерывного действия отделение воды происходит при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. В зависимости от конструкции и расположения распределительных устройств движение жидкости в отстойниках осуществляется в преобладающем направлении - горизонтально или вертикально.

Фильтрацию применяют для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используют вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода - нет

Центрифугирование проводят в центрифуге, которая представляет собой вращающийся с большой скоростью ротор. Эмульсия подается в ротор по полому валу. Под действием сил инерции эмульсия разделяется, так как вода и нефть имеют разные значения плотности.

Воздействие на эмульсии электрическим полем производят в электродегидраторах, снабженных электродами, к которым подводят высокое напряжение переменного тока промышленной частоты. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды.

В результате капли притягиваются, сливаются в более крупные и оседают на дно емкости.

Термическое воздействие на нефтяные эмульсии заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают до температуры 45-80 °С. При нагревании уменьшается прочность слоев эмульгатора на поверхности капель, что облегчает их слияние. Кроме того, уменьшается вязкость нефти и увеличивается разница плотностей воды и нефти, что способствует быстрому разделению эмульсии. Подогрев осуществляют в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах.

При перекачивании в эмульсию добавляют деэмульгатор и далее в трубопроводе происходит разрушение эмульсии, что снижает вязкость и гидравлические потери. Данный процесс получил название внутритрубной деэмульсации.

Для каждого состава нефти подбирают свой наиболее эффективный деэмульгатор, предварительно оценив результаты отделения пластовой воды в лабораторных условиях.

Любое органическое вещество, обладающее моющими свойствами, можно с той или иной эффективностью использовать в качестве деэмульгатора. Существует большое количество деэмульгирующих композиций для обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий.

Высокоэффективные деэмульгаторы, применяемые на нефтепромыслах и нефтеперерабатывающих заводах для обезвоживания нефти, содержат смесь ПАВ различных структур и модификаций.

Согласно общепринятой в настоящее время теории, разработанной под руководством академика П. А. Ребиндера, при введении ПАВ в нефтяную эмульсию на границе раздела "нефть­ вода" протекают следующие процессы. ПАВ, обладая большей поверхностной активностью, вытесняют природные стабилизаторы с поверхности раздела фаз, адсорбируясь на коллоидных или грубодисперсных частицах природных стабилизаторов нефтяных эмульсий. Молекулы деэмульгаторов изменяют смачиваемость, что способствует переходу этих частиц с границы раздела в объем водной или нефтяной фаз. В результате происходит коалесценция. Процесс разрушения нефтяных эмульсий зависит от:

-компонентного состава и свойств защитных слоев природных стабилизаторов;

-типа, коллоидно-химических свойств и удельного расхода применяемого деэмульгатора;

-температуры, интенсивности и времени перемещения нефтяной эмульсии с деэмульгатором.

Технологический эффект применения деэмульгатора заключается в обеспечении быстрого и полного отделения пластовой воды при его минимальном расходе.

На нефтегазодобывающих предприятиях нашел также применение метод предотвращения образования стойких эмульсий (метод искусственного увеличения обводненности нефти). Сущность метода заключается в возврате на прием насоса некоторой части добываемой воды, расслоившейся в отстойной расширительной камере или в поле центробежных сил. Избыток водной фазы, образовавшейся в насосе, приводит к переходу нефтяной смеси из одной структуры потока в другую. Вязкость образовав­ шейся прямой эмульсии в десятки и сотни раз меньше вязкости обратных эмульсий. В соответствии с этим резко снижается и стойкость прямых эмульсий, что создает благоприятные условия для отделения водной фазы и возвращения некоторого ее объема на прием насоса. Подачу оборотной воды на прием насоса можно осуществить самоподливом в затрубное пространство скважины, без применения дополнительных перекачивающих устройств. Метод самоподлива предполагает потерю производительности установки за счет рециркулируемой части водной фазы. Однако многократное снижение вязкости нефти в колонне труб позволяет существенно увеличить коэффициент подачи установок (повысить производительность насосов).

Предупреждение образования стойких эмульсий в скважинах с механизированной добычей позволяет также снижать давление в системах промыслового сбора нефти и газа и улучшать условия разрушения эмульсий в пунктах подготовки нефти.

Дата добавления: 2015-09-29