Осложняющие факторы при добычи нефти.

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.

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).

 

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.