Зоны формирования АСПО Нефтенасыщенный пласт — как

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. l 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 Д 1 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 Д 1 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; -объемная доля воды в продукции, поступающей в скважину; А, Б - экспериментальные данные

Результаты замеров устьевой температуры, выполненные для скважин НГДУ «Джалильнефть» в зимнее время года Qж, м 3/сут Qн, м 3/су т Обводнённость, % Плотность воды, кг/м 3 Статический уровень, м Динамиче ский уровень, м Р пл, МПа Рзаб, МПа Т устьева я, °С 3 2, 08 20 1125 1004 999 10, 7 7, 2 -1 3, 2 1, 53 45 1078 868 467 13, 0 7, 9 -1 5 3, 03 30 1059 1251 496 12, 6 5, 2 -1 8 3, 75 46 1185 890 340 13, 9 8, 6 2 17 4, 42 70 1080 941 785 9, 2 8 21 6, 92 62 1144 892 459 13, 3 8, 8 9 26 2, 71 88 1135 744 661 12, 1 10, 7 10 33 0, 85 97 1093 542 433 13, 8 12, 2 11

• 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/см 2, 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.