Teхнические средства борьбы с АСПО
Категория реферата: Рефераты по географии
Теги реферата: доклад африка, детские рефераты
Добавил(а) на сайт: Платон.
Предыдущая страница реферата | 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 | Следующая страница реферата
Рефераты | Рефераты по географии | Teхнические средства борьбы с АСПО |
Установлено, что потеря агрегативной устойчивости тяжелых компонентов нефтей Южно-Ягунского, Дружного и Повховского месторождений при разгазировании определяется составом и свойствами исходной нефти. Тяжелая высоковязкая нефть (31 мПа с в пластовых условиях) Южно-Ягунского месторождения с высоким содержанием асфальтенов и смол (6,5 и 26,6 % соответственно) при разгазировании теряет асфальтеновые и смолистые вещества. Нефть Дружного месторождения содержит близкое количество асфальтенов и смол (8,0 и 21,1 % соответственно), но обладает значительно меньшей вязкостью (5,3 мПа с в пластовых условиях), практически сохраняя тяжелые компоненты в растворе после разгазирования. Легкая маловязкая нефть (0,89 мПа с в пластовых условиях) Повховского месторождения с содержанием асфальтенов 1,0 % и парафинов 2,9 % в ходе разгазирования теряет небольшое количество высокомолекулярных парафинов при некотором увеличении содержания асфальтенов вследствие потери легких углеводородов и осаждения парафинов.
Причины и условия образования АСПО. Известны 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 [4-6]:
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.
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 [7].
Как показывает практика [1], 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.
Промысловые исследования в условиях ОАО "Оренбургнефть" показали [1], что характер распределения парафиновых отложений в трубах различного диаметра примерно одинаков. Толщина отложений постепенно увеличивается от места начала их образования на глубине 500-900 м и достигает максимума на глубине 50-200 м от устья скважины, затем уменьшается до толщины 1-2 мм в области устья (рис. 2).
Анализ состава АСПО, отобранных на различных глубинах скважин, показал, что на глубине более 1000 м содержится больше АСВ, чем парафинов [8]. Механические примеси на таких глубинах практически не участвуют в формировании отложений (их содержание не превышает 4-5 % мас.).
С уменьшением глубины наблюдаются снижение содержания асфальто-смолистых веществ в АСПО, а также увеличение количества механических примесей и твердых парафинов (рис. 3). Чем ближе к устью скважины, тем в составе АСПО больше церезинов, и, соответственно, тем выше структурная прочность отложений.
Рис. 2 - Отложение АСПО по глубине скважины [1]
Рис. 3 - Отложение АСВ и парафинов по глубине скважины [1]
Нет единого мнения об образовании АСПО при высокой обводненности продукции скважин. Любопытные данные получены при анализе 344 скважин на поздней стадии разработки месторождений ОАО "Татнефть" [9]. В этих условиях наиболее часто АСПО образуются в скважинах, дебиты которых меньше 20 т/сут., причем преобладают дебиты до 5 т/сут по жидкости. Критическим дебитом, когда АСПО в скважине незначительно, является дебит свыше 35 т/сут. АСПО образуются во многих скважинах с низкой обводненностью нефти, доля которых от общего количества скважин составляет 32 %. Второе место по частоте образования АСПО занимают скважины, имеющие обводненность от 50 до 90 %. Характерной особенностью формирования АСПО в таких скважинах является их образование не только в НКТ, но и в насосном оборудовании (более 50 % ремонтов). АСПО в колонне НКТ образуются в основном в скважинах с низкой и высокой (от 60 до 80 %) обводненностью. Большинство таких скважин (95 %) оборудовано штанговыми насосами, из них 54 % имеют диаметр плунжера 44 мм, а 31 % - 32 мм. Около 47 % скважин с АСПО в насосах имеют обводненность продукции выше 60 %, в то время как всего 28 % таких скважин - низкую обводненность.
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. Характер распределения температуры по стволу скважины существенно влияет на парафинообразование и зависит от:
- интенсивности передачи тепла от движущейся по стволу скважины жидкости окружающим породам. Теплопередача зависит от градиента температур жидкости и окружающих скважину пород и теплопроводности кольцевого пространства между подъемными трубами и эксплуатационной колонной;
Рекомендуем скачать другие рефераты по теме: правила реферата, болезни реферат.
Предыдущая страница реферата | 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 | Следующая страница реферата