Магнитные методы борьбы с отложениями солей

 

К безреагентным методам предотвращения отложения гип­са в скважинах относятся: воздействие на растворы, поступающие из пласта, магнитными силовыми полями, создаваемыми постоянными магнитами.

В России электромагнитные методы в промышленных мас­штабах для предотвращения ОМС в технологических трубо­проводах и теплосетях начали применяться с конца пятидеся­тых годов. Сначала применяли постоянные магниты, но в свя­зи с наличием в оборотной воде ГРЭС окалины постоянные магниты забивались продуктами коррозии, снижали пропуск­ную способность трубопроводов или совсем закупоривали про­ход воде. Осуществлен переход на переменное магнитное поле, отключение которого позволило промывать аппараты без ос­тановок системы.

В настоящее время известно достаточно много различных конструкций устройств для омагничивания воды с целью пре­дотвращения отложения солей в трубопроводах. Рассмотрим некоторые из них.

Известны способы магнитной обработки водных систем, включающие спирально-винтовое протекание жидкости в маг­нитном поле, где жидкость протекает по спиральному змееви­ку и пересекает фиксированное число зон магнитного поля. Режим магнитной обработки зависит от концентрации и соле­вого состава обрабатываемой воды. Поэтому для установления его оптимального значения необходим подбор скорости проте­кания, напряженности, числа магнитных полей. Усовершенство­вание способа с целью повышения эффективности обработки путем подбора числа пересекаемых жидкостью полей — числа пульсаций поля-частоты, а также напряженности поля регули­ровкой силы тока в индукторе не решало задачи регулирова­ния скорости протекания, не зависящей от производительнос­ти аппарата.

Пропускание жидкости с пульсирующей скоростью в маг­нитном поле приводит к тому, что скорость течения каждого объема жидкости, несмотря на колебания давления на входе, неизбежно и неоднократно проходит через оптимальное зна­чение скорости, при которой магнитная обработка максималь­но эффективна.

На рис. 7.1 изображено устройство для реализации этого способа. Устройство содержит электромагнитную систему, представляющую собой соленоид-индуктор 1 электромагнит­ного поля, питаемый от генератора импульсов тока. Электри­ческая схема генератора позволяет регулировать амплитуду импульсов, их частоту следования, то есть в рабочем простран­стве устройства оптимальным образом подобраны напряжен­ность и градиент напряженности поля, кратность и длительность облучения обрабатываемой жидкости магнитным полем.

 

Рис.7.1 Электроаппарат для омагничивания воды

 

Устройство содержит вертикальную цилиндрическую рабочую камеру 2, концентрично расположенную внутри индуктора, выполненную из магнитного материала и имеющую внутрен­ний цилиндрический диамагнитный сердечник 3. Сердечник 3 выполнен составным телескопическим, длина которого регу­лируется винтовым штоком 4, рабочая камера 2 имеет нижний тангенциальный патрубок 5 для ввода жидкости по касатель­ной и придания ей спирально-винтового движения и патрубок 6 отвода жидкости, расположенный на верхней торцовой стенке вдоль вертикальной оси рабочей камеры. Внутренний верти­кальный сердечник 3 перемещается в плоскости поперечного сечения камеры, что позволяет изменять эксцентриситет сер­дечника, то есть асимметрию рабочего зазора. После установ­ки требуемого эксцентриситета сердечник 3 фиксируется при­жимной гайкой 7.

Устройство работает следующим образом. Поток обраба­тываемой жидкости подается через нижний тангенциальный

патрубок 5 в рабочую камеру 2. Приобретая спирально-винто­вое движение, обтекает внутренний сердечник 3, сливается через патрубок 6. Обтекая внутренний цилиндрический экс­центрично расположенный сердечник, жидкость движется с периодически пульсирующей скоростью, облучается попереч­но-направленным также пульсирующим магнитным полем — осуществляется магнитная обработка. Изменение эксцентри­ситета позволяет регулировать число витков вокруг него, то есть число пульсаций скорости течения. Исходя из возможных колебаний давления на входе, устанавливается эксцентриси­тет сердечника, задающий величину пульсаций скорости. По­ток жидкости, движущийся с периодически меняющейся скоростью, неизбежно и неоднократно проходит через оптималь­ное значение скорости, подвергаясь в этот момент максималь­но эффективной магнитной обработке.

Представляет интерес другой аппарат для магнитной обра­ботки жидкости. С целью расширения диапазона регулирова­ния градиента магнитного поля и увеличения эффективности магнитной обработки в нем направляющее устройство для жидкости выполнено в виде вала с приводом вращения, снаб­женного магнитными шайбами с отверстиями и диамагнитны­ми радиальными дистанционными перегородками, расположен­ными между шайбами. Такое выполнение устройства позволя­ет увеличить напряженность магнитного поля за счет наличия шайб из магнитного материала, а образованный между шайба­ми с помощью перегородок канал обеспечивает строго опреде­ленное количество пересечений магнитного поля обрабатыва­емой жидкостью. На рис. 7.2 (позиция 1) дан общий вид аппа­рата; позиция 2 — схема движения жидкости в аппарате; на позиции 3 — магнитная шайба. Аппарат состоит из диамагнит­ного корпуса 1 с тангенциальными входным 2 и выходным 3 патрубками. Внутри корпуса установлен вал 4 из диамагнитно­го материала, на котором закреплены шайбы 5 с отверстиями, изготовленные из магнитного материала. Между шайбами ус­тановлены перегородки 6 из диамагнитного материала. Корпус аппарата помещен в соленоид 7. Вал 4 вращается в подшипни­ках 8 и соединен с электродвигателем 9.

Работает аппарат следующим образом. Омагничиваемая жидкость подается в аппарат по патрубку 2 и, пройдя через отверстие в нижней шайбе, попадает в зазор, образованный шайбами, валом и стенками корпуса, в котором движется (если смотреть сверху) против часовой стрелки. Дойдя до перегород­ки 6, жидкость через отверстие в верхней шайбе попадает в следующий зазор, по которому движется в направлении по часовой стрелке и т. д.

Таким образом, омагничиваемая жидкость в соседних зазо­рах движется в противоположных направлениях, что равно­ценно изменению полюсности. Регулирование скорости дви­жения жидкости равноценно изменению степени смещения пространственных градиентов.

Рассмотрим установку для омагничивания закачиваемой в пласт минерализованной воды УОВ конструкции «АЗНИПИ-нефть». Принципиально она мало отличается от конструкции и принципа действия аппаратов, применяемых для предотвра­щения выпадения солей в подъемных трубах при добыче не­фти.

Установка предназначена для безреагентного облагоражи­вания минерализованных водных систем, закачиваемых в пла­сты в целях увеличения приемистости нагнетательных сква­жин и предотвращения засолонения и закупорки призабойных зон пласта при водном воздействии.

Техническая характеристика

 

Пропуская способность, м³/ч -50

Рабочее давление, МПа -20

Рабочая среда:

температура, К -373

содержание минеральных солей, г/л -до 80

содержание механических примесей, мг/л -до 400

показатель рН -3 – 8

Характеристика магнитной системы:

напряженность магнитного поля

в рабочих зазорах, кА/м -250 – 300

градиент магнитной индукции в активной

зоне магнитного поля, мТ/м -400 – 5000

Габаритные размеры, мм:

диаметр установки -280

диаметр корпуса -168

длина -1300

Масса, кг -47,8

 

УОВ (рис. 7.3) представляет собой 168-мм корпус 1 со спе­циальными фланцами 2 и 16 на концах. Внутри корпуса с по­мощью фасонных держателей б закреплены нанизанные на стержни 11 три ряда цилиндрических постоянных магнитов 9, разобщенных полюсными наконечниками 8.

Торцы корпуса 1 проточной магнитной установки оснаще­ны входным и выходным патрубками 4 с фланцами 3, соеди­ненными с ним при помощи болтов 12, 13 и прокладок 14.

В магнитный узел установки входят три ряда постоянных

 

 

Рис. 7.3. Установка для омагничивания минерализованной воды, закачиваемой в пласт, УОВ – «АзНИПИнефть»

 

магнитов 9 с полюсными наконечниками 8 и опорными шайба­ми 7, зажатые при помощи стержней 11 и гаек 15 между фа­сонным 6 и подпорочным 10 держателями. Отдельно собран­ный узел вставляется в корпус 1 до упора в выступ фланца 16. Конец магнитного узла поддерживается кольцом 5, проклад­кой 14 и фланцевым соединением 3, 2.

Установку при помощи концевых патрубков 4 с резьбой подключают к водонагнетательной линии скважины или груп­пы скважин по байпасной системе. Это облегчает обслужива­ние, контроль состояния и ремонт магнитной установки.

Магнитная обработка закачиваемой воды или добываемой продукции из скважин не препятствует образованию и выпа­дению твердой фазы минеральных солей, в первую очередь, солей жесткости; она изменяет магнитный момент солеобразующих атомов, в результате чего твердые частицы солей не образуют агрегатов и не прилипают к твердым поверхностям, а остаются во взвешенном состоянии в массе жидкости и лег­ко вымываются из скважин или систем теплоснабжения.

Известен способ определения эффективности магнитной обработки воды, предусматривающий сравнение проб обрабо­танной и необработанной воды. Пробу воды нагревают до 100°С и затем пропускают с одинаковой скоростью через одинако­вые теплообменники. По выходе воды из теплообменников измеряют ее физические параметры (теплопроводность, рН и др.). Для повышения достоверности способа на обработанную и необработанную воду дополнительно воздействуют электро­магнитным излучением в диапазоне частот 5—6 МГЦ, измеря­ют величины рассеивания энергии обработанной и необрабо­танной проб и по отношению этих величин судят об эффек­тивности магнитной обработки воды.

Изменение величины диэлектрических потерь в пробах воды после ее магнитной обработки вызывается тем, что, в резуль­тате взаимодействия магнитного поля с водой, например, в ус­ловиях резонанса частот, степень поляризации молекул воды изменяется за счет изменения засоленности спиновых уров­ней ионов Н⁺. Причем чем больше изменение поляризации системы, тем больше изменение диэлектрических потерь.

Способ осуществляется следующим образом.

Исследуемые пробы воды (100—150 мл) наливают в про­бирки, которые затем помещают в однослойный соленоид, вклю­ченный в электрическую цепь Ω-метра типа Е-9-4. Затем изме­ряются добротность и емкость контура с пробой воды и контура с пустой пробиркой.

Далее определяется тангенс угла диэлектрических потерь (tgδ) по формуле

где С₁, С₂ и Q₁, Q₂ — соответственно емкость и добротность контура с пустой пробиркой и пробиркой, заполненной водой, обработанной или необработанной в магнитном поле.

Сначала определяется tgδ₁, для пробы воды, не обработан­ной в магнитном поле, а затем tgδ ₂ — для воды, прошедшей обработку в магнитном поле определенной частоты. По величине отношения судят об эффективности магнитной обработки воды. Максимальное значение n соответствует оп­тимальному режиму магнитной обработки.

Применение способа определения эффективности магнит­ной обработки воды позволяет устанавливать и поддерживать оптимальный режим процесса магнитной активации воды, за счет чего может быть получен значительный экономический эффект.

Другим способом определения эффективности магнитного воздействия на воду является сравнение накипеобразования обработанной и необработанной воды. Однако не всегда мак­симуму эффекта соответствует минимум отложения накипи. К тому же, изменения этих величин очень малы. Непосредствен­ное определение накипи связано с рядом неудобств, весьма трудоемко и затрудняет его использование для автоматичес­кой настройки магнитных аппаратов.

	ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ АСПО И ГИДРАТООБРАЗОВАНИЙ

 

В продуктивных горизонтах нефть и газ зале­гают в соседстве друг с другом, водой, рассолами, солями, се­роводородом, углекислым газом и др. В нефти находятся пара­фин, смолы, асфальтены, гидраты, сера, сернистые соедине­ния, газы и другие соединения. Часть из них находится в ра­створенном состоянии и может выпадать в виде твердых час­тиц и закупоривать поры пласта, создавать отложения на тру­бах, в насосах и т. п. в зависимости от условий залегания и извлечения углеводородов. По мере разработки залежей угле­водородов термобарогидрогазодинамические условия изменя­ются, способствуя возникновению и развитию негативных яв­лений. Это закупоривание пор коллектора и выпадение асфальтосмолопарафиновых образований (АСПО) в ПЗП и стволе сква­жины, отложение гидратов в скважинах. Известно немало слу­чаев, когда собственно система разработки и способы ее осу­ществления провоцируют осложнения, которые в начальных условиях разработки не обнаруживались.

Эксплуатация скважин на некоторых месторождениях свя­зана со значительным увеличением затрат на проведение ра­бот по депарафинизации колонн насосно-компрессорных труб (НКТ), выкидных линий и ПЗП.

Парафины хорошо растворяются в нефти при температу­рах выше 40°С. При добыче нефти температура снижается, что приводит к выпадению парафинов из нефти.

Для успешной борьбы с отложениями парафина необходи­мо определить основные термодинамические параметры газо­жидкостного потока в скважине: изменение температуры и дав­ления по стволу скважины, давление насыщения нефти газом, а также глубину и интенсивность отложения парафина в зави­симости от производительности скважины и обводненности ее продукции. Необходимы также данные о составе парафино­вых отложений и температуре их плавления. Такие исследова­ния обусловливают выбор наиболее эффективного метода борь­бы с отложениями парафина в конкретных условиях.

 

УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ И ПРОФИЛАКТИКА АСПО

Анализ основных причин образования АСПО в ПЗП позволяет разделить их на две группы: к первой отно­сятся те, которые характеризуют компонентный состав и фи­зико-химические свойства добываемых нефтей и их измене­ния в процессе разработки месторождения; ко второй отно­сятся те причины, которые определяют тепловое состояние призабойной зоны (а также НКТ, оборудования) в процессе эксп­луатации скважины.

Геолого-физические условия нефтяных месторождений, эксплуатация которых сопровождается процессом отложений асфальтосмолопарафиновых веществ в добывающих скважи­нах, нефтепромысловом оборудовании и коммуникациях, весьма разнообразны.

Глубина (и температура) залегания продуктивных горизон­тов во многом определяет интервал выпадения АСПО в сква­жине, скорость осаждения АСПВ (веществ) на глубинном обо­рудовании. При больших глубинах скважин нецелесообразны применение для очистки труб скребков и обработка скважин горячей нефтью. Для них более предпочтительно использова­ние химических методов. Глубина скважины определяет пара­метры технологического процесса удаления и предупреждения АСПО, способ и место подачи и объем химреагента, продол­жительность, скорость и давление закачки реагента и др.

При интенсивной добыче нефти, отсутствии закачки воды в пласт с целью поддержания пластового давления текущее пластовое давление может понизиться до величины давления насыщения нефти газом, что вызовет увеличение газового фак­тора, усиленное разгазирование нефти и ее охлаждение и, как следствие, интенсификацию процесса парафиноотложения. Изменения давления на забой скважины и в лифтовых трубах, затрубном пространстве, а также изменения скорости потока нефти при подъеме ее из пласта на поверхность влияют на характер АСПО (скорость и интервал образования осадков, их толщину, структуру, плотность и т. п.) и технологию борьбы с АСПО (способ и место подачи реагента, скорость и давление его закачки, объем продавочной жидкости и др.).

На первой стадии образования АСПО происходит зарож­дение центров кристаллизации и рост кристаллов, на второй стадии — осаждение мелких кристаллов на поверхности обо­рудования, на третьей — осаждение на парафинированную поверхность более крупных кристаллов. При этом асфальтены выпадают и образуют плотный и прочный осадок, в то время как смолы только усиливают действие асфальтенов. При сни­жении температуры нефти до величины температуры насыще­ния нефти парафином и менее начинается процесс формиро­вания микрокристаллов АСПО. Если температура насыщения нефти парафином близка к пластовой температуре, то созда­ются условия для АСПО в призабойной зоне пласта и нижней части ствола скважины. Таким образом, температура насыще­ния нефти парафином определяет глубину начала кристалли­зации АСПО в скважине, интервал осадкообразования и др.

Проблема борьбы с формированием АСПО в ПЗП на не­фтяных промыслах мира в настоящее время решается пред­почтительно применением тепловых и химических методов. Не­обходимость систематического проведения тепловых обрабо­ток для удаления АСПО на большом числе скважин приводит к значительным материальным затратам. Поэтому наиболее пер­спективными, универсальными и рентабельными остаются пока химические методы. Однако реагент, применяемый в одном случае, эффективен, а в другом — положительного эффекта не дает. Поэтому реагенты и методы их использования надо под­бирать для конкретных месторождений и даже скважин с уче­том условий АСПО в ПЗП. Этому вопросу посвящены работы В. ф. Будникова, М. Г. Герасимова, Н. А. Николаенко, Н. Н. Силищева, Л. В. Склярской, Н. В. Смольникова, В. П. Тронова, Р. X. Хазинова, Р. С. Яремийчука и др.

На выбор ингибиторов парафиноотложения влияет содер­жание в нефти асфальтосмолистых веществ: химические реа­генты депрессорного типа могут оказаться эффективными при использовании на месторождениях с низким содержанием ас­фальтосмолистых веществ в нефтях.

Интенсивность образования осадков в нефтепромысловом оборудовании, расположенном на поверхности, во многом за­висит от состава АСПО.

Выбор метода удаления АСПО тесно связан с составом АСПО и температурой их плавления. При наличии в составе осадков значительного количества парафиновых углеводоро­дов с высокой температурой плавления (церезинов) применение тепловых методов удаления осадков нецелесообразно. Луч­шие результаты обеспечивает использование углеводородных растворителей и их композиций.

Процесс АСПО значительно ускоряется в простаивающих скважинах. Его интенсивность в значительной степени зави­сит от продолжительности простоя скважины, естественных геотермических условий и теплофизических характеристик геологического разреза, присутствия цементного камня в заколонном пространстве скважин, толщины стенок, ее глубин­ного оборудования, заполняющих скважину и ее затрубное пространство жидкостей и газов. Некоторые нефтяные место­рождения Севера страны характеризуются высоким газовым фактором нефти и наличием в верхней части геологического разреза слоев многолетнемерзлых пород с отрицательной тем­пературой. Даже при непродолжительном простое таких сква­жин в них могут образоваться парафиногидратные пробки. В таких случаях применение химреагентов комплексного действия нецелесообразно.

Возникновение отложений АСПВ на стенках глубинного оборудования в работающих и простаивающих скважинах за­висит от материала глубинного оборудования и состояния его внутренних поверхностей. Эти факторы во многом определя­ют расположение зон АСПО, скорость отложения осадков, их толщину, конфигурацию, форму, структуру, плотность и др. Чем более гидрофобизирована поверхность оборудования и чем больше степень ее шероховатости, тем интенсивнее парафиноотложение при прочих равных условиях.

Метод предотвращения парафиноотложения и технология его применения выбираются в зависимости от характеристик нефтяного пласта: его эффективной толщины, фильтрационно-емкостных свойств породы-коллектора (проницаемость, пористость), содержания и состава глинистого материала в нем и определяющих его адсорбционно-десорбционных свойств. Незначительная толщина пласта, его низкая проницаемость, большое количество глинистого материала приводят к потерям химреагента, вследствие чего закачка ингибитора в призабойную зону пласта может быть нецелесообразной. Характерис­тики пласта обусловливают и такие технологические показате­ли методов предотвращения и удаления парафиноотложений с применением способа закачки химреагента в пласт, как удель­ная доза, удельный расход и объем химпродукта, продолжи­тельность, давление и скорость его закачки, тип и объем продавочной жидкости, глубина задавки реагента в пласт, степень адсорбции реагента на породе, скорость и период его десорбции в пласте, время выдержки скважины для адсорбции или реакции химпродукта, периодичность химических обработок.

Существенная роль при формировании парафиноотложе­ний и выборе метода борьбы с АСПО и разработке его техно­логии принадлежит дебиту скважин по нефти и степени ее обводненности. Низкие дебиты скважин и малая обводненность добываемой продукции способствуют интенсификации пара­финоотложения. При высоких дебитах скважин и значитель­ной обводненности нефти скорость формирования АСПО на стенках глубинного оборудования снижается, так как в таких условиях происходят гидрофилизация его поверхностей, срыв с них кристаллов восходящим потоком жидкости и газа и вы­нос микрокристаллов из скважины в наземные коммуникации. В связи с этим для низкодебитных скважин наиболее эффек­тивны химические методы борьбы с АСПО, для среднедебитных — механические и тепловые способы, высокодебитных — защитные покрытия.

Разработка месторождений с использованием различных способов повышения нефтеотдачи существенно изменяет и термодинамические условия разработки залежи. Значительное влияние оказывает применение заводнения. При нагнетании в пласт больших объемов холодной воды нарушается существу­ющий тепловой режим залежи, что создает благоприятные ус­ловия для кристаллизации парафина и образования в пласте АСПО.

Наряду с твердыми углеводородами, которыми являются парафины, в нефтях могут находиться вещества, способные к кристаллизации, имеющие наряду с нормальными и изопара-финовыми цепями и циклические структуры. Эти углеводоро­ды входят в состав церезинов.

Церезины — это высокоплавкие углеводороды, по составу и свойствам значительно отличающиеся от парафи­нов. Температура плавления парафинов 45—54°С, церезинов 65—88°С. Парафины легко кристаллизуются в виде пластинок и пластинчатых лент; церезины имеют мелкоигольчатую струк­туру и кристаллизируются с трудом, температура кипения па­рафинов не превышает 550° С, церезинов — выше 600°С и т. д. Церезины обладают большой химической активностью. Они бурно реагируют с серной и хлорсульфоновой кислотами.

Строение молекул этих высокомолекулярных тяжелых ком­понентов нефти, определяющих многие физические и физи­ко-химические свойства нефти, полностью не выяснено. Уста­новлено, что это сложные смеси, состоящие из высококонденсированных гетероциклических соединений, в состав которых наряду с атомами углерода, водорода и кислорода входят ато­мы серы, железа, магния, ванадия, никеля и др. веществ.

Существующее деление асфальтосмолистых веществ нефти на нейтральные смолы, асфальтены, карбены и асфальтогеновые кислоты (и их ангидриды) больше основано на методах выделения этих веществ, их растворимости в тех или иных растворителях, чем на каких-либо признаках, связанных с осо­бенностями их химического строения.

Нейтральные смолы — вещества, нерастворимые в щелочах и кислотах и полностью растворимые в легких не­фтяных дистиллатах. Нейтральные смолы — вязкие окрашен­ные жидкости различной молекулярной массы (от 600 до 1000) плотностью около 1,0. Они легко поддаются действию крепких кислот, света, повышенной температуры, превращаясь при этом частично в асфальтоподобные продукты.

Асфальтены — вещества, не растворимые в легких бензинах и петралейном эфире, из которого они осаждаются, но полностью растворимы в бензоле, хлороформе, сероуглероде.

Суммарное содержание асфальтенов и смол в нефтях мо­жет доходить до 25—50% по массе.

Асфальтены — хрупкие твердые вещества. Молекулярная масса (в зависимости от метода измерения) может колебаться от 2000 до 12000. Плотность более 1. Молекулы асфальтенов имеют чрезвычайно сложное строение. Дисперсное состояние асфальтенов также зависит от температуры.

Асфальтосмолистые вещества и другие полярные компо­ненты — поверхностно-активные соединения нефти. Они влияют на затухание фильтрации нефтей, на отложение парафинов. Эти вещества — основные природные стабилизаторы водонефтяных эмульсий, способствуют пенообразованию нефтей, дают нежелательные последствия при кислотной обработ­ке скважин, обеспечивают прочность адгезии отложений на поверхности твердых веществ.

Собственно кристаллизация парафинов при их небольшом количестве в нефти (3—5%) пока еще не приводит к негатив­ным последствиям. Однако в нефти достаточно высокое содер­жание (25—50%) высокомолярных компонентов (смолы и ас­фальтены), которые с парафинами образуют комплексы. Но и это еще не приводит к нарушению фильтрации ПЗП.

При снижении давления ниже давления насыщения газом возникают негативные явления в ПЗП. Давление насыщения Рн —давление газа, находящегося в термодинамическом рав­новесии с пластовой нефтью. Величина давления насыщения нефти газом зависит от количества растворенного газа, состава нефти, газа, пластовой температуры. С уменьшением тем­пературы давление насыщения падает (для вязких нефтей от 0,01 до 0,08 МПа на 1°С). Давление насыщения определяют по результатам исследования забойных проб нефти.

АСПВ адсорбируются на поверхности газового пузырька, создавая мицеллу, размеры которой сравнимы с размерами пор или даже превышают их. Если выделение газового пузырька происходит еще в ПЗП, а это может иметь место при Р₃ < Р_н (р_з — забойное давление, Р_н — давление насыщения), то ми­целла закрывает поры, препятствуя фильтрации нефти. В ПЗП АСПО удерживается не только благодаря размерам мицеллы, но и в силу действия адсорбционных сил между высокомоляр­ными асфальтенами и горной породой.

Если же выделение газа из нефти происходит в стволе сква­жины, то по мере движения пузырька при снижении давления размеры пузырька растут до тех пор, пока он не лопнет, осаж­дая АСПО на стенки НКТ. Сила адсорбции АСПО к стенкам насосно-компрессорных труб зависит от величины заряда час­тицы АСПО, шероховатости стенок труб, скорости потока не­фти.

В процессе разработки нефтяных месторождений обвод­ненность продукции скважин увеличивается. С ростом обвод­ненности продукции скважин, добывающих парафинистые нефти, интенсивность отложения парафина уменьшается. Это связано с увеличением теплоемкости восходящего потока за счет попутно извлекаемой воды и гидрофилизацией внутрен­ней поверхности НКТ. Однако увеличение обводненности про­дукции скважин в зависимости от технологии ее извлечения часто приводит к образованию эмульсии. Степень эмульгиро­вания восходящего потока и устойчивость образованной имульсии зависят от физико-химических свойств нефти и воды, на­личия и количества поверхностно-активных веществ в потоке, от режима движения и т. д.

Величина насыщенности пластовой нефти парафином су­щественно влияет на систему разработки месторождения и выбор технологических параметров. Необходимость учета этой величины вызвана тем, что температура и давление продук­тивных пластов в процессе разработки не остаются постоян­ными. Понижение температуры нефти в пласте и/или давле­ния приводят к выпадению парафина в виде твердой фазы. Наличие в нефти кристаллов парафина приводит к затуханию фильтрации и уменьшению коэффициента вытеснения нефти.

Выпавшие из нефти тяжелые углеводородные соединения, как правило, способствуют снижению гидропроводности ПЗП.

Исследования изменения проницаемости образцов песчаника при температурах ниже и выше температуры насыщения не­фти парафином, а также анализ промысловых данных показа­ли следующее. Во всех случаях происходит значительное сни­жение относительного коэффициента фильтрации при сниже­нии температуры, причем резкий перегиб кривой наблюдает­ся при температуре, соответствующей температуре, идентич­ной температуре насыщения нефти парафином или близкой к ней. При этом образцы с низкой проницаемостью становятся непроницаемыми, а в образцах с высокой проницаемостью фильтрация замедляется, проницаемость снижается.

АСПО, отличаясь неоднородностью, кристаллизуются не мгновенно, а в течение некоторого времени; поэтому измене­ние реологической характеристики нефти происходит посте­пенно. Некоторые же исследователи вообще не отмечают изменения подвижности нефтей при начале кристаллизации па­рафина, и она густеет постепенно, вплоть до кристаллизации всего парафина. Отмечается, что скорость фильтрации может уменьшаться с течением времени и при постоянной темпера­туре фильтрации, если она ниже температуры насыщения не­фти парафином. Начальная скорость фильтрации на каждой температурной ступени уменьшается с течением времени, но не достигает нулевого значения. Это обстоятельство может служить объяснением практических наблюдений, когда происходит падение производительности скважин без каких-либо видимых изменений в температурном режиме ее работы.

На стадии освоения скважины важно достоверно оценить размеры области выпадения углеводородов с целью выбрать оптимальный способ вторичного вскрытия пласта и метода ос­воения скважины, величины депрессий, необходимых для вы­зова притока из пласта, а также методов интенсификации при­тока.