Особенности эксплуатации нефтяных скважин при отложении асфальтосмолопарафиновых веществ.

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются отложения асфальтосмолопарафиновых веществ. Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению МРП работы скважин и эффективности работы насосных установок.

АСПО представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70 % мас.), АСВ (20-40 % мас.), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.

Нефть состоящая из смеси как легких, так и тяжелых углеводородов, при пластовых условиях находятся, как правило, в термодинамическом равновесии. При изменении термобарических условий в призабойной зоне и в самой скважине, связанных с понижением давления и температуры, нарушается фазовое равновесие, и из смеси углеводородов выделяются как газообразные, так и твердые компоненты. Важнейшей характеристикой образования твердой фазы является температура кристаллизации парафина, характеризующая появление в смеси углеводородов первых микрокристаллов парафина.

Образовавшиеся микрокристаллы и микроагрегаты твердой фазы могут оставаться во взвешенном состоянии и выноситься потоком смеси. В противном случае микрокристаллы парафина, а также микроагрегаты асфальтенов и смол слипаются между собой, прилипают к поверхности НКТ. Со временем этот процесс развивается, приводя к отложению парафина и снижению сечения подъемника с соответствующим снижением дебита скважины.

Механизм и характер формирования отложений парафина достаточно сложны и зависят от: давления насыщения в подъёмнике, газонасыщенности нефти, температурного режима работы скважины, содержания парафина в нефти, температуры кристаллизации парафина, давление на устье скважины, дебита скважины, обводненности продукции, состояния внутренней поверхности подъемника (его шероховатость), типа этой поверхности (гидрофильная или гидрофобная), характер работы скважины (работа с постоянным дебитом или в пульсирующем режиме) и др.

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. В случае, когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из нее парафинов. Равновесное состояние нарушается в пласте, 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.

Влияние температуры в пласте и в 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.

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

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. В случае, когда значение шероховатости поверхности труб соизмеримо с размером кристаллов парафина, либо меньше его, процесс образования отложений затруднен

Как показывает практика, основными 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.

Методы борьбы с АСПО

Существует два принципиальных подхода к борьбе с АСПО:

1 Предотвращение отложений парафина

2 Различные методы удаления отлагающего парафина

Первый подход является предпочтительным и базируется на создании условий в процессе работы скважины, исключающих формирование отложений парафина или облегчающих их срыв с внутренней поверхности подъемника. Данный подход включает следующие методы: снижение шероховатости внутренней поверхности НКТ путем нанесения на нее стекла специальных покрытий.

Использование специальных химических реагентов, называемых ингибиторами парафиноотложений: диспергаторы – ПАВ, покрывающие частички парафина и препятствующие их слиянию; депрессаторы, замедляющие рост и выделение парафина; модификаторы, дробящие частицы на более мелкие; смачиватели, делающие поверхность гидрофильной; растворители, предназначены для растворения уже выделившегося парафина.

Второй подходявляется широко распространенным и делится несколько методов:

1 Механические – использование различных по конструкции и форме скребков, спускаемых в подъемник либо на проволоке с помощью специальных автоматизированных лебедок, устанавливаемых на устье скважин, либо автоматических летающих скребков. Конструктивно скребок устроен таким образом, что при спуске полукруглые по форме пластинчатые ножки сложены и скребок свободно спускается в НКТ. При подъеме ножки раскрываются, их диаметр становится равным диаметру НКТ, и они срезают отложившийся парафин, который потоком продукции выносится за пределы устья скважины.

2 Тепловые – прогрев колонны НКТ паром, закачиваемым в скважину с помощью специальной паропередвижной установки.

3 Химические – использование различных растворителей парафиновых отложений. Добавка в продукцию различных гелей и взвесей для создания искусственных центров кристаллизации.

4 Воздействие магнитным полем, вибровоздействие