Среди физических параметров, характеризующих свойства горных пород - коллекторов, главное значение имеют те, которые определяют емкость пустот, способность породы пропускать через себя жидкости и газы, полноту извлечения из них нефти и газа.

Основными физическими параметрами горных пород складывающих нефтяные месторождения являются пористость, проницаемость, нефтенасыщенность. (Таблица 2).

Таблица 2 Характеристика пластов горизонта Д

2.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Однако все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются ее составом.

Основными элементами входящими в состав нефти являются углеводород и водород. В большинстве нефтей углерод колеблется от 83-87%, количество же водорода редко превышает 12-14%. Кроме углерода и водорода в нефти и газе содержатся кислород, азот, сера и в ничтожных количествах другие химические элементы, главным образом металлы: ванадий, хром, никель, железо, кобальт, магний, титан, натрий, кальций, фосфор и кремний.

Компоненты нефти представляющие смесь высокомолекулярных соединений, в состав которых входят азот, сера, кислород и металлы называют асфальтосмолистыми веществами. Нефть Ромашкинского месторождения относится к сернистым (0,51 - 2% вес.), парафинистым (1,5 - 6% вес.), высоковязким (30-100 мПа.с). Среднее арифметрическое содержание парафина по горизонтам девона - 4,4% весовых.

Горючие газы нефтяных месторождений по своей химической природе сходны с нефтью, и являются смесью различных углеводородов: метана, этана, пропана, бутана, пентана. Часто с состав газов входят азот, углекислота, сероводород и редкие газы. (Таблица 3).

Пластовые воды оказывают непосредственное влияние на процессы извлечения нефти и газа. Они представляют собой сложные растворы, в составе которых неорганические соли, газы, растворимые в воде органические вещества.

Таблица 3. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (% - мольные)

Соли диссоциируют в воде с образованием соответствующих ионов. Количественные соотношения между содержанием главных ионов: К+, Nа+, Са 2+, Мg2+, Сl?, SО??4, НСО?3, СО??3, положены в основу принятой у нас в стране химической квалификации вод по Сулину.

Общее содержание солей в пластовой воде принято называть минерализацией, величина которой колеблется в широких пределах. В зависимости от общей минерализации пластовые воды подразделяются на три класса: пресные воды с содержанием солей менее 0,1%,

Минерализованные от 0,1 до 0,5%, рассолы более 5%.Содержание растворенных газов в пластовой воде обычно не превышает 1,5- 2 м. В составе растворенного газа преобладают метан, азот и углекислый газ.

Плотность пластовой воды растет с увеличением минерализации. Вязкость пластовых вод зависит в первую очередь от температуры и минерализации, и в меньшей степени от газосодержания и давления. В большинстве случаев вязкость пластовых вод составляет 0,2 -1,5 мПас.

2.6 Режим залежи

На Западно-Лениногорской площади основным режимом работы залежи является водонапорный режим.

Водонапорный режим предполагает возникновение таких условий в залежи, когда нефть находится под постоянным воздействием контурных вод, в свою очередь имеющих постоянный источник питания. При этом происходит непрерывное замещение переместившегося в скважине объема нефти таким же объемом воды.

При учете объемов поступающей в пласт воды, можно добиться такого режима работы залежи, при котором скважины будут работать фонтанным способом в длительное время.

Учитывая, что характеристика нефтяных пластов, на которые воздействует вода неоднородно, то может возникнуть неравномерный характер продвижения воды и нефти на отдельных участках и нарушение режима работы залежи. В частности, величина давления ниже давления насыщения (предельная величина давления, при котором весь газ растворен в жидкости) и начнется интенсивное выделение газа в пласт. Это в свою очередь приведет к изменению режима работы залежи. Условиями, благоприпятствующими осуществлению водонапорного режима является: а) хорошая сообщаемость нефтяной залежи с водяным резервуаром; б) небольшая вязкость нефти; в) однородность пласта по проницаемости; г) соответствие темпов отбора нефти и продвижения воды. Естественный водонапорный рексим обеспечивает разработку месторождения медленными темпами и требует значительного притока подстилающих вод. Кроме того, он трудно регулируем. Наиболее эффективный искусственный водонапорный режим, разработанной заранее схеме и контролируя ее объемы, удается более эффективно вести разработку месторождения.

2.7 Конструкция скважин

Разбуривание продуктивного пласта может осуществляться либо совместно с вышележащими пластами, либо после крепления скважин (спуска и цементирования обсадной эксплуатационной колонны) до ее кровли. В обоих случаях забой скважины может быть представлен открытым стволом, фильтром или перфорированной колонной.

В первом случае скважину бурят несколько ниже подошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее одно или двухступенчатым методом посте затвердевания цементного раствора против продуктивного пласта перфорируют стенку колонны и цементное кольцо с целью создания каналов для поступления нефти и газа в скважину.

Во втором случае скважину бурят сначала только до кровли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее. Затем разбуривают долотом меньшего диаметра цементировочные пробки, упорное кольцо и продуктивный пласт.

В целом конструкция ствола скважины представлена в зависимости от геологических и технологических факторов несколькими концетрически спущенными на различную глубину колоннами обсадных труб: кондуктором, одной, двумя или тремя техническими и эксплуатационной колоннами. Эксплуатационная колонна окончательно образует ствол скважины. Внутренний ее диаметр при толщине стенки труб 6 - 14 мм изменяется от 96,3 до 140,3 мм, составляя в большинстве 114 -140,3 мм.

Для обеспечения нормальных условий заканчивания и эксплуатации скважин, а также защиты обсадных колонн от наружной коррозии, выполнений охраны недр, тампонажный материал (раствор) за направлением и кондуктором поднимают до устья, а за эксплуатационной колонной как минимум с перекрытием башмака кондуктора. Качество цементирования определяется акустическим и радиоактивным цементаторами. Для притока нефтяных флюидов в скважину колонну перфорируют напротив продуктивных пластов. Зумпф делается для накопления в нем песка поступающего из пласта вместе с нефтью. Основание скважины называется башмаком, ствол по всей длине выработки, верхняя часть называется устьем.

Основными параметрами конструкции скважины являются количества и диаметр долот, которые необходимы при бурении под каждую обсадную колонну, а также высота подъема тампонажного раствора.

Разработка конструкции скважины базируется из следующих основных геологических и технико-экономических факторов.

1. Геологических особенностей залегания горных пород, их литология, величины пластового давления;

2. Назначение и цели бурения;

3. Уровня организации техники, технологии бурения и геологической изученности района работ;

4. Экономической обоснованности;

5. Задачи охраны природы.

В процессе бурения скважин для закрепления их стенок разобщения нефтеносных, газоносных пластов для разобщения в нихспускают стальные трубы, называемые обсадной трубой с цементированным заколонного пространства. Самая первая труба, опускаемая на 30-40 метров называется направлением, цементируется до устья, предназначается для направления промывочной жидкости в желобную систему и для предохранения от размыва. Под кондуктор скважину бурят долотом меньшего диаметра до глубины 200-400 м. Эта колонна необходима для разобщения водоносных горизонтов, которые питают родники, а также для закрепления неустойчивых пород, залегающих на данной глубине. Долотом еще меньшего диаметра скважина пробуривается до проектной, в нее опускается последняя колонна - эксплуатационная. Она необходима для разобщения разнородных пластов и для подъема нефти и газа. Дополнительные данные предоставлены в таблице 4.

3. Технологический раздел

3.1 Основные сведения о составе АСПО и условия их образования на нефтепромысловом оборудовании

Основные исследования механизма образования отложений парафина были выполнены в 50 - 60 годах, когда на крупнейших отечественных месторождениях нефти добывалась в основном безводная продукция и проблема образования парафиновых отложений стояла очень остро. Межочистной период эксплуатации некоторых скважин Ромашкинского месторождения составлял всего лишь 3 - 4 часа.

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений изменились геолого-технические условия добычи нефти, и расширилась область возможного формирования отложений.

Асфальто-смолопарафиновые отложения (АСПО) в условиях высокой обводненности скважин при низких забойных давлениях образуются в соответствии со следующей теоретической моделью.

Единственным источником возникновения асфальто-смолопарафиновых отложений являются молекулы парафина растворенные в нефти и выстраивающие кристаллическую решетку твердой фазы.

Кристаллы парафина, образующие плотные отложения на поверхности при снижении температуры на ней ниже температуры кристаллизации.

На поздней стадии разработки увеличивается глубина формирования АСПО, что обусловлено интенсивным снижением пластовой температуры за счет большого количества холодной воды, а, следовательно, общем снижении теплового потока.

Например: пластовая температура в начале разработки Ромашкинского месторождения составляла 410С, а максимальное её значение, зафиксированное в 1997 году, равно 330С.

Появление газовой фазы в потоке, с одной стороны увеличивает удельный объём контактирующего со стенками нефтепромыслового оборудования носителя парафина (нефти), улучшая условия для формирования отложений парафина за счет более интенсивной подпитки материалом растущих кристаллов, с другой, повышает турбулизацию потока. Теплоотдача потока при этом резко возрастает, что уменьшает температуру поднимающейся нефти.

В процессе разработки залежей при заводнении состав пластовой нефти значительно изменяется. При контактировании с водой такие компоненты растворенного в нефти газа, как азот и метан, переходят в вытесняющую воду. В результате снижается давление насыщения нефти газом, повышаются плотность и вязкость, а так же относительное содержание высокомолекулярных компонентов в нефти. Наличие асфальто-смолистых веществ в нефти значительно влияет на процесс кристаллизации. В присутствии смол и асфальтенов происходит глубокое изменение формы и структуры кристаллов. Адсорбция асфальто-смолистых веществ на поверхности кристалла приводит к возникновению дендритных структур большого объёма и низкой плотности, свободные полости которых заполнены нефтью. Таким образом, увеличение содержания смолистых веществ в составе нефти изменяет форму и структуру образующихся АСПО. Присутствие воды в добываемой продукции обуславливает проявление факторов, влияющих на формирование данных отложений.

В АСПО содержатся значительные количества механических примесей и воды. Так, по данным ТатНИПИнефти, в 2000-2002 гг. массовое содержание связанной воды в отложениях составило 4-49%, механических примесей до 15%. Это свидетельствует о значительной несплошности растущих отложений и их замуровывании надстраивающими друзами парафина.

Таким образом, на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, характеризуемой высокой обводненностью скважин, значительно изменяются условия и механизм доставки носителя парафина (нефти) в область формирования отложений, а механизм формирования самих отложений не меняется.

3.2 Основные методы борьбы с АСПО, используемые в НГДУ «ЛН» и анализ их эффективности

В НГДУ «Лениногорскнефть» на 621 скважине, оборудованной УШГН, что составляет 95,2% осложненного фонда. Применяются механические, химические, тепловые и физические методы борьбы с АСПО, а также их комбинации, причем комбинациями различных методов охвачено более 75% фонда скважин. Применение методов борьбы с АСПО на скважинах представлено в таблице 5.

Таблица 5. Применение методов борьбы с АСПО на скважинах, оборудованных УШГН

3.2.1 Механический метод, применяемый в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО

Применение скребков центраторов депарафинизаторов

При эксплуатации скважин ШГНУ основным способом борьбы с АСПО в НГДУ «Лениногорскнефть» является механический, т.е. использование штанг с наплавленными центраторами - депарафинизаторами производства НГДУ «ЛН» (рис 2), наплавленными скребками - центраторами производства НГДУ «ИрН» (рис 3), плавающими скребками-центраторами завода «Радиоприбор», использование стеклопластиковых штанг и различных покрытий НКТ. Фонд скважин, обеспеченный защитой такого типа, составляет 91,5% от осложненного формированием АСПО фонда скважин, оборудованных УШГН.

Использование штанг со скребками центраторами депарафинизаторами основан на создании критических скоростей движения нефтяных эмульсий в НКТ (центраторами, создающими скорости выше критической при которой не происходит отложения парафина на стенках НКТ и теле штанг). Критические скорости потока создаются за счет заданного кольцевого сечения между стенками НКТ и центратором цилиндрической формы (рис. 2) неподвижно наплавленного на тело штанги.

В последнее время начали применять новые виды скребков центраторов депарафинизаторов из полиамидной смолы (рис 3). Очистка от парафина металлических поверхностей НКТ и штанг достигается при определенном и строго заданном угле наклона режущих кромок скребка, при его возвратно - поступательных и вращающихся движениях. Косые пазы, выполнены по периметру рабочей поверхности скребка обеспечивают достаточный проток жидкости. В зависимости от размеров труб и штанг меняется размер скребков центраторов-депарафинизаторов.

Срок службы скребков центраторов-депарафинизаторов (по паспорту) составляет 5-7 лет. Оснащение колонн штанг скребками центраторами депарафинизаторами в больших объемах дает возможность сократить объем дорогостоящих обработок химическими реагентами, число текущих ремонтов скважин из - за запарафинивания глубинно-насосного оборудования, средний МРП эксплуатации скважин оборудоваемые УШГН, превысил 700 суток. Штанги с наплавленными центраторами - депарафинизаторами используются в комплекте с остеклованными НКТ, ими оснащены 226 скважин, или 36,4% осложненного фонда скважин, эксплуатируемых УШГН. Причем на 14 скважинах дополнительно внедрены плавающие скребки - центраторы завода «Радиоприбор». Кроме того, 151 скважина, на которых применяется данный метод защиты от формирования АСПО, 1-2 раза в год промываются дистилятом или дистиллятом в композиции с нефтью. Штанги с наплавленными скребками - центраторами НГДУ «ИрН» внедрены на 26 скважинах (4,2%). Штанги с центраторами - депарафинизаторами и наплавленными скребками - центраторами спускаются на глубину от 240 до 1200 метров. Скважины, оборудованные наплавленными скребками-центраторами эксплуатируется со штанговращателями.

3.2.2 Применение покрытий для борьбы с АСПО

Покрытия труб эпоксидными смолами

Преимущество такого покрытия состоит в том, что увеличивается межочистной период работы скважин, оборудованных трубами с покрытиями за счет того, что кристаллы асфальто-смолопарафиновых отложений имеют плохую адгезию с покрытием. Внутренняя поверхность НКТ защищается покрытием от воздействия коррозии при добыче высокообводненной нефти.

Недостатками покрытия являются: истирание покрытия штанговой колонной, отслоение покрытия при пропарке труб, засорение скважин отслоившимся покрытием, засорение клапанов насосов покрытием, истирание покрытия центраторами.

Покрытие труб стеклогранулянтом