Причины образования АСПО

АСПО растворяются в нефти при температуре выше температуры их плавления, а при низкой температуре выпадают из нефти (Табл. 1.1). При температуре ниже 10⁰С происходит полное выпадение парафина из нефти.

Растворимость парафина зависит от температуры плавления парафина, теплоты растворения и температуры среды. Первые два фактора практически постоянные величины. Переменной, т.е. определяющей растворимость парафина величиной, является температура нефти. Понижение температуры нефти при движении её вверх по лифту скважины зависит от теплоотдачи через стенки труб.

Таблица 1.1.

Разделение АСПО на типы и виды

Тип АСПО	Подтип АСПО (вид)	Отношение содержания парафинов (П) к сумме смол (С) и асфальтенов (А) П / (С+А)	Содержание механических примесей, %
Асфальтеновый (А)	А1 А2 А3	< 0.9 < 0.9 < 0.9	< 0.2 0.2-0.5 > 0.5
Смешанный (С)	С1 С2 С3	0.9 – 1.1 0.9 – 1.1 0.9 – 1.1	< 0.2 0.2 – 0.5 > 0.5
Парафиновый (П)	П1 П2 П3	> 1.1 > 1.1 > 1.1	< 0.2 0.2 – 0.5 > 0.5

Последние являются важным фактором в механизме формирования центров выпадения парафина, так как на их поверхности происходит переохлаждение нефти. В связи с тем, что теплоизоляция лифтовых труб практически не осуществляется, понижение температуры нефти при её подъёме и выпадение твёрдой фазы неизбежны и уже при незначительном понижении температуры относительно температуры плавления резко снижается растворимость.

На кристаллизацию парафина из нефти оказывает влияние понижение пластового давления. Разгазирование, приводящее к снижению содержания лёгких фракций с одновременным понижением температуры приводит к перенасыщенности нефти парафином, что ускоряет образование центров кристаллизации, рост и агломерацию кристаллов.

Итак, на образование АСПО оказывают существенное влияние следующие факторы:

· 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.

Физические свойства парафина следующие: плотность от 880 до 915 кг/м³, температура плавления в пределах 42 – 550⁰С. Парафин, выделяющийся из нефти, загрязнен тяжелыми углеводородами и смолами, изменяющими цвет от желтого до черного. Не все нефти, содержащие парафин, вызывают затруднения при добыче. Все зависит от температуры, давления и состояния нефти в пласте. В пластовых условиях парафины растворены в нефти.

При отборе нефти понижаются давление и температура, а также уменьшается количество легких углеводородов, так что оставшаяся нефть не может удерживать в растворе первоначальное количество твердых углеводородов. Парафины выпадают из растворов в виде мельчайших твердых кристаллов. Они могут оставаться в нефти во взвешенном состоянии и выносится с ее потоком на поверхность. Однако при некоторых условиях эти кристаллы могут осаждаться на стенках каналов в призабойной зоне, в эксплуатационной колонне, в подъемных трубах, выкидных трубопроводов, емкостях и хранилищах для нефти.

Выпадению парафина способствует понижение температуры вследствие расширения газа при снижении давления во время движения по стволу скважины. Чем больше газовый фактор, тем больше эффект охлаждения. Отложению парафина на стенках труб способствуют еще и следующие факторы: малые скорости движения нефти, шероховатость стенок труб, периодичность их смачивания. Выпадение парафина происходит от потери легких фракций во время работы скважины. После отложения первого слоя дальнейшее отложение происходит интенсивнее. В присутствии воды в нефти парафин выпадает более интенсивно.

Эффект охлаждения по мере продвижения нефти по подъемным трубам усиливается от забоя к устью, поэтому наибольшее количество парафина откладывается в верхней части НКТ, на расстоянии 400 – 900 метров от устья скважины. Толщина слоя увеличивается по мере продвижения от забоя к устью.

Отложения АСПО на стенках НКТ в скважинах механизированной добычи уменьшают проходное сечение и создают дополнительное сопротивление движению нефтяной продукции скважины, что повышает противодавление на насос (снижается производительность насоса, повышаются энергетические затраты, уменьшается КПД установки в целом, ‑ что приводит в конечном счете к перегреву электродвигателя ЭЦН и выходу его из строя). Кроме того, подъем динамического уровня в затрубной полости скважины приводит к повышению противодавления на призабойную зону пласта и, как следствие этого, происходит уменьшение притока продукции из пласта (Рис. 3.1).

Рис. 3.1. Выпадение АСПО в НКТ

В связи с этим необходимо проводить комплекс работ по предотвращению и удалению АСПО.

Дата добавления: 2015-08-31