Научный журнал

Фундаментальные исследования

ISSN 1812-7339

"Перечень" ВАК

ИФ РИНЦ = 1,674

• Авторы
• Файлы

Турукалов М.Б.

Статья в формате PDF

93 KB

Образование асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО) – одна из проблем, с которой нефтяники сталкиваются повсеместно на протяжении всей истории нефтедобычи. В настоящее время проблема усугубляется увеличением в общем объеме добычи доли разработки трудноизвлекаемых запасов тяжелой нефти и вступлением многих месторождений в позднюю стадию разработки. Тем не менее, арсенал методов предотвращения и удаления АСПО за последние 30-40 лет существенных изменений не претерпел. Обработка углеводородными растворителями была и остается широко применяемым методом, позволяющим качественно очищать насосно-компрессорные трубы (НКТ) скважин и удалять отложения, образующиеся в призабойной зоне пласта (ПЗП). В то же время сам метод и применяемые растворители не являются универсальным решением проблемы АСПО, поэтому существует необходимость уточнить границы применимости данной технологии, а также обозначить наиболее важные требования к растворителям для промывки НКТ и обработки ПЗП.

В состав АСПО входят асфальтены, парафины, смолы и механические примеси (частицы горной породы, окалина), а также некоторое количество воды и нефти, содержащиеся в порах отложений. Прямое участие в образовании АСПО принимают асфальтены и парафины, смолы непосредственно в процессе не участвуют, но откладываются вместе с асфальтенами [1]. В практике нефтедобычи все множество органических веществ, входящих в состав АСПО, часто называют парафинами, что на самом деле неверно. Парафины неполярны и неароматичны, неспособны к самоассоциации, растворяются в легких алканах и кристаллизуются при охлаждении. В свою очередь, асфальтены являются наиболее полярными и ароматичными компонентами нефти, склонны к самосооциации даже в сильноразбавленных растворах, нерастворимы в алканах и не кристаллизуются при охлаждении.

Парафины образуют отложения в результате классического фазового перехода жидкость-твердое, инициируемого снижением температуры ниже точки помутнения нефти. В условиях скважины данный переход протекает на свободной поверхности (порода пласта, НКТ, мехпримеси, частицы асфальтенов) [3]. Причинами образования асфальтеновых отложений являются кислотные обработки, закачки СО₂, нагнетание в пласт сжиженных углеводородных газов, значительное снижение давления и разгазирование нефти, применение термических методов добычи нефти [4, 5].

Ранее было показано [6], что при исследовании проблемы АСПО на отдельно взятом месторождении необходимо уделять внимание таким показателям как тип отложений (парафиновый, асфальтеновый или смешенный), межочистной период и дебит скважины. Перечисленные показатели были приняты в качестве базовых критериев, на основе которых была разработана фрактальная классификация случаев образования АСПО. На основании данных критериев применение углеводородных растворителей технологически оправдано и экономически эффективно в случае парафиновых и смешенных типов отложений – для скважин с МОП, исчисляющимся несколькими неделями. В случае образования асфальтеновых отложений единственным методом, позволяющим полностью очистить НКТ, является промывка углеводородными растворителями [1], что существенно снижает технико-экономические показатели скважин с небольшим МОП. Образование АСПО в призабойной зоне пласта является специфической проблемой не только из-за того, что удалять эти отложения возможно лишь углеводородными растворителями, но и из-за ряда дополнительных требований к растворителям, о чем будет сказано ниже.

Известно, что удаление АСПО органическими растворителями является комплексным процессом, включающим растворение и диспрегирование, протекающие параллельно. Компоненты АСПО, обладают различной растворимостью в разных классах углеводородов, что необходимо учитывать при подборе состава растворителя для обработки скважины, и в особенности для обработки ПЗП.

Существуют различные технологические приемы [7] очистки растворителями насосно-компрессорных труб скважин от АСПО. Часть из них подразумевает создание той или иной циркуляции растворителя в скважине, то есть проведение промывки в динамических условиях. При таком варианте преобладание диспергирования асфальтенов над истинным растворением не является серьезным недостатком, так как циркуляция предотвращает осаждение диспергированных асфальтенов. Еще одним преимуществом динамического режима очистки НКТ является сочетание физико-химического и механического воздействия на отложения.

Статический режим обработки (заполнение насосно-компрессорных труб остановленной скважины растворителем) вводит дополнительные требования. Растворитель должен:

• обеспечивать преобладание истинного растворения АСПО над диспергированием и осаждением;
• противодействовать агрегации и седиментации диспергированных частиц отложений.

Проведение очистки призабойной зоны пласта от АСПО требует точного установления состава отложений и подбора растворителя, способного полностью их растворять. Так, например, диспергирование и осаждение асфальтенов в порах пласта растворителем, в составе которого преобладают алкановые углеводороды, может вызывать значительное снижение проницаемости пласта.

Выводы:

1) Описаны некоторые особенности парафинов асфальтенов и смол, приведен механизм их отложения.

2) На основе разработанной ранее классификации, определен перечень случаев образования АСПО, в которых рекомендовано применение углеводородных растворителей.

3) Приведены критерии применимости и потенциальной эффективности углеводородных растворителей для удаления АСПО.

4) Показано, что подбор растворителя необходимо осуществлять с учетом состава отложений и технологической схемы его применения на месторождении.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

1. Mansoori G.A. “Asphaltene Deposition and its Control” an Internet publication http://tigger.uic.edu/~mansoori/Asphaltene.Deposition.and.Its.Control_html
2. Чеников И.В. Химия и физика нефти (Равновесные структуры в нефти и нефтепродуктах): Учебное пособие/Кубан. гос. технол. ун-т. – Краснодар: Изд. КубГТУ, 2004. – 86 с.
3. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. – М.: Недра, 1970. – 192 с.
4. Pacheco-Sanchez J.H. and Mansoori G.A. “In Situ remediation of heavy organic deposits using aromatic solvents” Proceedings of the 5th Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference and Exhibition, SPE Paper № 38966, 13p, 1997.
5. Speight, J.G. (1994) In: Asphaltene constituents and Asphalts. I. Developments in Petroleum Science, Chapter 2, 40a, T.F. Yen and G.V. Chilingarian (eds), Elsevier, Amsterdam, The Netherlands.
6. Турукалов М.Б., Строганов В.М. Критерии подбора методов предотвращения и удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений. Интервал № 6 (89) 2006 С. 62-66.
7. Головко С.Н., Шамрай Ю.В., Гусев В.И. и др. Эффективность применения растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений в добыче нефти. – М.: ВНИИОЭНГ, 1984. – 67 с.

Библиографическая ссылка