Зоны формирования АСПО

Нефтенасыщенный    пласт - как область возможного формирования АСПО

Процессы образования органических отложений на стенках пор продуктивного пласта определяются изменениями термодинамического состояния системы. Парафины (16≤n) при атмосферных условиях являются твёрдыми кристаллическими веществами.

В пластовых условиях они полностью растворены в нефти и выпадают из неё в виде твёрдой фазы только при достижении раствором насыщения.

Условия насыщения определяются растворяющей способностью, давлением и температурой.

Изменение пластовой температуры вызывается, в основном закачкой в пласт больших объемов воды с температурой, отличной от первоначальной температуры пласта.

При снижении температуры ниже температуры насыщения, нефть превращается в дисперсную систему, состоящую из жидкой фазы и твердых частиц парафина, и приобретает свойства вязкопластичных жидкостей.

Для движения такой жидкости необходим несколько больший, чем обычный перепад давления, величина которого зависит от напряжения сдвига, длины и диаметра поровых каналов.

Кроме того, кристаллы парафина могут взаимодействовать с пористой средой: при некоторых перепадах давления они могут сцепляться с поверхностью породы или задерживаться в местах сужения поровых каналов, частично или полностью закупоривая их.

Если перепады давления велики, то кристаллы парафина могут быть сорваны с поверхности породы и вынесены из пористой среды движущимся потоком.

Насыщенность пластовой нефти парафином

может быть определена как разность между температурами: пластовой и насыщения нефти парафином.

Эта температура показывает, на сколько градусов можно охладить нефть, не опасаясь появления кристаллов парафина.

По величине насыщенности парафином пластовые нефти можно условно разделить на

насыщенные или близкие к насыщению парафином (температура насыщения пластовой нефти парафином равна или близка к пластовой );

недонасыщенные парафином (температура насыщения пластовой нефти парафином ниже пластовой );

с большой степенью недонасыщенности парафином, или практически не содержащие последнего;

Для определения насыщенности пластовой нефти парафином необходимо знать:

1. температуру насыщения пластовой нефти парафином;

2. величину пластовой температуры.

Температура пласта по исследованным скважинам Ромашкинского месторождения колеблется от 29 до 36 ° С .Сопоставляя величину пластовой температуры и температуру насыщения нефти парафином , очевиден вывод , что пластовая нефть  насыщена , или близка к насыщению парафином .

В случае кольматации поровых каналов за счёт выпадения кристаллов парафина, реальные потери подвижных запасов нефти за счёт охлаждения пласта могут составить до 11%.

Тепловое поле Ромашкинского месторождения

Имеет сложное строение, меняется в процессе разработки.

Температура кровли продуктивного пласта Д1 изменяется от 29° до 47°С.

Участок с максимальными температурами 40-46°С располагается в юго-западной части Ромашкинского месторождения (западные части Южно-Ромашкинской, Лениногорской и Южной площадей, Зай-Каратайская и Куакбашская площади).

Район с температурами 40-42°С приурочен к центральной части Ново-Елховскорго месторождения.

Участок температур 37-39°С протягивается в широтном направлении через Зеленогорскую, Павловскую площади, захватывая часть восточной половины Абдрахмановской площади.

Северная, восточная и юго-восточная окраины Ромашкинского месторождения характеризуются низкими температурами (30-33°С).

Зона пониженных температур 33-35°С проходит в меридиональном направлении через центральные части Южной, Лениногорской и Южно-Ромашкинской площадей и доходит до половины Абдрахмановской площади.

Температура кровли горизонта Д1 северных, западных и юго-западных площадей не превышает 29-35°С.

Величина пластовой температуры зависит от времени эксплуатации скважины, дебита скважины и проницаемости коллектора. Охлаждение пласта происходит быстрее в районе добывающих скважин с более высоким дебитом и в направлении коллектора с более высокой проницаемостью.

Охлаждение пласта происходит быстрее в районе добывающих скважин с более высоким дебитом  и в направлении коллектора с более высокой проницаемостью.

Охлаждение пласта более интенсивно происходит в первые 10 лет с начала закачки.

Скорость восстановления средней температуры в результате теплообмена пласта с окружающей породой в зависимости от коэффициента теплопроводности составляет от 10-15 до сотен лет.

В реальных пластах области коллектора, граничащие с кровлей и подошвой пласта, обладают низкой проницаемостью, что обусловливает формирование там малоподвижных запасов нефти.

Охлаждение коллектора приводит к изменению свойств сосредоточенной в этих областях нефти, в частности к образованию твердой фазы (органических отложений).

Возникновение такой органической «корки», обладающей пониженной теплопроводностью ухудшает теплообмен между охлаждённым коллектором и горной породой.

Выпадение органических отложений  в призабойной зоне пласта

Призабойная зона пласта добывающей скважины – это особая с точки зрения термодинамики часть пласта, которая находится в активном энергообмене со скважиной.  

Призабойная зона является одним из наиболее важных элементов добывающей системы, в котором фильтрация газожидкостной смеси происходит в трещиноватых и неоднородных по проницаемости зонах, осложнена фазовыми переходами и происходит по нелинейному закону.

Органические отложения  в призабойной зоне нагнетательных скважин

Источник отложений- неизвлекаемая плёночная нефть, которая при закачке холодной воды и соответствующем понижении температуры является одной из причин снижения фильтрационно-ёмкостных характеристик призабойной зоны пласта нагнетательных скважин.

Изменение и значительное различие размеров капиллярных каналов приводят к снижению проницаемости ПЗП за счёт проникновения в более крупные каналы высоковязкой остаточной капельной нефти, которая, постепенно накапливаясь в ПЗП, может снизить приемистость скважины, в некоторых случаях до полного прекращения закачки.

Температура воды, закачиваемой в нефтеносный пласт

В летнее время сточные воды, подаваемые в нагнетательные скважины после прохождения УКПН, имеют температуру 20...22 °С

В зимнее время температура воды не выше 8...10 °С.

Изменение температуры на забое скважины происходит в соответствии с изменением температуры на устье.

Пример: забойная температура нагнетательной скважины Южно-Ромашкинская площади в зимнее время 5-7°С (для глубины 1800 м.), в летний период- в пределах 14-16°С.

В том и другом случае эти температуры ниже температуры кристаллизации парафина, которая для нефтей рассматриваемой площади составляет 24-27°С.

Особенности формирования органических отложений в скважине

Следствием значительного увеличения  количества асфальтенов и смол в составе добываемой нефти  стало уменьшение температуры насыщения нефти парафином.

Уменьшение пластовой температуры вследствие закачки значительных количеств холодной воды привело к насыщению пластовой нефти парафином.

Уменьшение пластовой температуры и температуры насыщения нефти парафином способствует расширению зоны возможного формирования отложений. Происходит парафинизация призабойной зоны скважин, что сопровождается уменьшением притока нефти из пласта.

В скважинах, оборудованных ШГН, область формирования АСПО включает как  насосное оборудование, так и НКТ и поверхность штанг, что значительно осложняет эксплуатацию насосных скважин.

      Влияние дебита на тепловой режим работы скважины

При постоянстве физико-химических свойств пластовой нефти и пластовой воды,неизменности пластовой температуры функциональная связь между дебитом скважины, ее обводнённостью и тепловой мощностью продукции пласта может быть представлена в виде :                                                  

где  Ескв - тепловая мощность продукции пласта в скважине, Вт; ϕ-объемная доля воды в продукции, поступающей в скважину;  

    А, Б - экспериментальные данные

Для оценки влияния небольших колебаний давлений на величину изменения температуры можно использовать интегральную величину коэффициента Джоуля-Томсона:

                                                                                                                  

где    ∆T – изменение температуры;

        ∆P – перепад давления;

        ε – интегральный коэффициент Джоуля-Томсона.

Полученные в промысловых условиях значения коэффициента Джоуля-Томсона для безводных нефтей находятся в пределах минус 0,041 – 0,047 °C/кг/см2, при этом  значение коэффициента ε различается на разных площадях месторождения.

Технологическая классификация методов удаления и предупреждения образования органических отложений  в скважинах

К методам предотвращения относят:

превентивные — нанесение различных защитных покрытий;

химические — использование ингибиторов парафиноотложения, смачивающих агентов, депрессаторов, модификаторов в жидком и твердом состоянии;

физические — создание постоянных магнитных полей, электроискровых воздействий.

К методам удаления относят:

тепловые — промывка скважинного оборудования горячей нефтью, создание локального теплового потока с помощью глубинных электронагревателей или высокочастотного электрического поля;

химические — удаление растворителями и растворами ПАВ;

физические — разрушение ультразвуковым воздействием;

биологические — ликвидация с помощью аэробных и анаэробных бактерий

Системный подход к выбору методов предотвращения и удаления отложений

Опирается на известный диалектический закон взаимосвязи и взаимообусловленности явлений в материальных системах и требует рассмотрения изучаемых объектов не только как самостоятельных систем, но и как элементов систем более высокого ранга.

При выборе методов предупреждения и удаления органических отложений приоритетным должно быть использование методов, оказывающих положительное влияние, или, как минимум, не оказывающих негативного влияния на функционирование нефтедобывающей системы в целом.