Борьба с АСПО

Ключевые слова: трещиноватость, рифей, АСПО, карбонатный коллектор, химические растворители, НКТ.

АСПО (асфальтосмолистопарафиновые отложения) наблюдаются практически на всех месторождениях России, в частности на месторождениях Красноярского края. Их химический состав напрямую зависит от свойств добываемой скважинной продукции, гидродинамических условий залегания продуктивного пласта, его геолого-геофизических свойств [1]. Основным негативным фактором, который способствует образованию АСПО, является снижение потенциала добывающего и нагнетательного фонда скважин [2]. АСПО обладают различным химическим составом в зависимости от содержания парафинов, смол, асфальтенов [3]. Физико-химическая характеристика АСПО определяется многими показателями, среди которых фракционный и химический состав парафинов, а также условия выпадения органических соединений [4]. По своей цветовой гамме АСПО представляют собой черную или темно-коричневую мазеобразную массу, с наличием высокой вязкости, при росте величины температуры которой значение несколько снижается [5]. В своем составе АСПО включают в себя парафины, масла, смолы, асфальтены и местами наличие неорганических соединений.

АСПО образуются по причине молекулярной диффузии, броуновской диффузии и сдвиговой дисперсии и представляет собой совокупность процессов, способствующих накоплению твердой фазы на поверхности промыслового и внутрискважинного оборудования, в процессе добычи и закачки нефти [6]. Также к причинам образования относится наличие в сырой нефти парафиновых веществ, резкое снижение величин пластового и забойного давления и интенсивный рост обводненности продукции [7]. Низкие величины дебита и коэффициента продуктивности, при которых наблюдается понижение температуры жидкости и малые скорости ее подъема на поверхность, препятствуют срыву выпавших АСПО на внутренней поверхности НКТ. Месторождения, характеризующиеся легкими нефтями, чаще всего выкипают примерно до температуры 300 ⁰С. Это приводит к быстрому накоплению АСПО по сравнению с нефтями, обладающими высокой и повышенной вязкостью. Поскольку при одинаковых температурных условиях растворяющая способность нефтей выше, чем у тяжелых нефтей, что ведет к понижению кристаллизации парафиновой массы [8]. На образование АСПО и интенсивное парафиновыделение влияют такие факторы, как интенсивное газовыделение, уменьшение температуры в пласте, так и по стволу скважины, изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов, соотношения объемов фаз.

Исследователи выделяют два условия образования парафинов, среди которых:

• Забойное давление больше давления насыщения. В стволе скважины от забоя до области, где давление становится равным давлению насыщения, сохраняется равновесное состояние системы и происходит движение только жидкости. Далее равновесие нарушается, увеличивается объем газовой фазы, жидкая фаза становится нестабильной, что приводит к выделению из нее парафина.
• Забойное давление меньше давления насыщения. При этом условии нарушение равновесного состояния происходит в пласте и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в стволе скважины, начиная от ее забоя. Парафинообразование усиливается при снижении забойного давления и температуры до критических значений [9].

Интенсивные процессы образования АСПО ведут к преждевременному отказу внутрискважинного оборудования, его интенсивной химической коррозии, сокращению межремонтного периода скважины, потери дебита добывающих скважин, образованию в призабойной зоне нерастворимых соединений и т.д. [10]. Так, скорость кристаллизации отложений на стенках трубопроводов и спущенных насосно-компрессорных труб оценивается с помощью известного выражения уравнением диффузии Фика [11]:


где: Dm – коэффициент молекулярной диффузии,
G – общий объем отложений,
– производная от объемной доли растворенных в нефти частиц парафина, по расстоянию от стенки трубы,
А – площадь поперечного сечения трубы.

Исследуемое в статье Юрубчено-Тохомское месторождение обладает коллектором сложного строения, с наличием естественной трещиноватости и кавернозности. Пустотное пространство карбонатного коллектора отличается сложным строением, с наличием пустот различного генезиса, размера и морфологии. Имеется вторичная пустотность, которая характерна для карбонатного коллектора рифея [12]. Матрица резервуара непроницаемая и обладает включенными в свой состав отдельными трещинами и кавернами. Кавернозность развита с различной степенью ее интенсивности, а сами каверны обладают различной формой от овальной и вплоть до щелевидных. Микронеоднородности продуктивного рифейского резервуара показаны на шлифах доломитового резервуара.

Литологический состав продуктивного резервуара рифея представлен карбонатными породами, а именно серыми, темно и зеленовато-серыми, неравномерно алевритистыми глинистыми доломитами. В составе имеются следы известняков пестроцветных, красновато-коричневых, неравномерно глинистых. Доломиты строматолитовые, неравномерно пронизанные микропрослойками, прожилками и гнездами, мелкими включениями светло-белого, белого, прозрачного, полупрозрачного, вторичного крупнокристаллического кремния и ангидрита [13]. Верхние толщи рифея представлены серыми и светло-серыми органогенными строматолитовыми, онколитовыми, комковатыми и органогенно-обломочными, редко – скрытозернистыми доломитами. Шлифы по рифейскому коллектору показаны на рисунках 1 и 2.

Рисунок 1 Доломитовый резервуар продуктивного рифея. Стенки каверн инкрустированы вторичными крупными кристаллами доломита







Рисунок 2 Доломит хемогенный с наличием каверн выщелачивания

В тектоническом плане месторождение расположено в юго-западной части Сибирской платформы, в разрезе которой выделяются два структурных этажа: кристаллический фундамент и осадочный чехол. Сам осадочный чехол делится на два структурных яруса: рифейский и венд-девонский, которые разделены угловым несогласием. Месторождение находится в разработке с 2017 года. Разработка ведется скважинами с горизонтальным окончанием стволов, преимущественно одно- и многозабойными скважинами. Показатели разработки рифейской залежи приведены в таблице 1:

Таблица 1 Параметры добычи рифейской залежи Юрубчено-Тохомского месторождения

Механизмы борьбы с образованием АСПО

Существуют различные методики борьбы с АСПО, более подробно они приведены на схеме, указанной на рисунке 3. Существуют разного рода способы борьбы с образованием АСПО в скважинах продуктивных пластов как в скважинном, так и в нефтепромысловом оборудовании. К наиболее применяемым относятся механические, а именно депарафинизация, что включает в себя применение скребков [14]. Для предотвращения наносятся защитные покрытия, которые применяются и широко используют в своем составе полярные материалы, с величиной диэлектрической проницаемости примерно равной 5–8 д. ед. Для защиты спущенного внутрискважинного оборудования, обсадных и эксплуатационных колонн, корпуса и составляющих электроцентробежных насосов (УЭЦН) и поверхности НКТ применяются бакелитовые лаки, эпоксидные смолы, бакелитово-эпоксидные композиции, стекло или стеклоэмали, полиэтилены [15]. Вышеперечисленные методики обладают высокой адгезией к стали и низкой сцепляемостью к образующим парафинам. Химически активные вещества применяют чаще всего в составе ионогенных и неионогенных активных веществ.

Для карбонатного коллектора ингибиторы не должны оказывать влияние на качество нефти, нефтепродуктов и процессов нефтепереработки [16]. Анионоактивные вещества при растворении в воде диссоциируют на положительно заряженные катионы и отрицательно заряженные анионы. При использовании ПАВ (поверхностно-активные вещества) в качестве средств препятствия коррозии внутрискважинного оборудования применяются ингибиторы коррозии, которые замедляют процессы парафинизации. Для своевременного предупреждения негативного воздействия АСПО на внутрискважинное оборудование применяются депрессаторы. Они представляют собой химические соединения, которые понижают температуру застывания парафинистых и высокопарафинистых нефтепродуктов. Воздействие магнитного поля является также одним из средств предупреждения образования АСПО и труднорастворимых соединений, что препятствует снижению негативного воздействия на техническое состояние призабойной зоны пластов. Методы переменного магнитного поля способствуют полному прекращению и уменьшению образования отложений и парафинов. Магнитный метод чаще всего проводится с использованием активатора, поскольку пластовая жидкость после своего попадания на прием УЭ-ЦН пропускается через засор магнитного контура, где не изменяется ее химический состав, но проявляются ее химические свойства. В аппарате возникаемого магнитного поля происходит интенсивное разрушение центров интенсивной кристаллизации, что препятствует процессам образования АСПО на корпусе УЭЦН и в спускаемых НКТ [17].

Рисунок 3 Основные механизмы борьбы с возникновением АСПО (составлено автором)

К физическим методам борьбы следует отнести применение высокочастотного электромагнитного поля и ультразвуковых преобразователей. Удаление осуществляется высокочастотным электромагнитным полем при разогреве материала трубы, применением переменного магнитного поля, создаваемого током промышленной частоты. Ультразвуковой преобразователь устанавливается в зоне наибольшей толщины отложений, определяется частота радиально и радиально-изгибных мод колебаний НКТ или СБТ заполненных нефтью и отложениями и происходит возбуждение резонансных колебаний на возникаемых частотах.

Тепловые методы находят широкое применение, а именно представленные тепловые методы борьбы с парафинообразованием, закачкой горячей нефти или же газового конденсата, перегретого водяного пара или паровоздушной смеси, применение электропрогрева труб, как наиболее универсальная технология. В качестве промывочной жидкости может применяться нефть, но в случае с высокой обводненностью добываемой продукции. При прогреве призабойной зоны АСПО отлагаются в трубах на стенках скважины, в фильтровой зоне, в порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает гидродинамическую связь системы пласт – скважина и фильтрационную способность породы в призабойной зоне скважин. Перед проведением теплового воздействия на призабойную зону и скважину проводится [BV1] предварительная промывка подземного оборудования горячей нефтью, проверяется исправность задвижек и фланцевых соединений. Для более качественной обработки скважин от АСПО используется коллективный теплообмен за счет специальных скважинных электронагревателей. Среди скважинных электронагревателей применяется греющий кабель, который спускается с эксплуатационным оборудованием [18].

Имеется также способ удаления АСПО с применением микроорганизмов, чаще всего используются как аэробные, так и анаэробные бактерии [19–20]. Эти способы борьбы с парафиновыми отложениями с помощью применения микроорганизмов предусматривают закачку в скважину бактерий. Интенсивные процессы жизнедеятельности, анаэробные микроорганизмы переводят длинноцепочечные молекулы, которые содержатся в твердых парафинах, в жидкое состояние [21]. Одним из таких способов является микробиологическая депарафинизация нефтяных и газовых скважин. Процесс проводится в скважинах при условии, что статический уровень жидкости в скважине ниже уровня устья. Для очистки внутрискважинного оборудования поверхностей НКТ в затрубное пространство скважины закачиваются биопрепарат и раствор биогенов. Цикл подготовки включает в себя две основных стадии, а именно: закачку биомассы микроорганизмов и биогенов. Данная технология в условиях карбонатного коллектора позволяет уменьшить период простоя скважин, снизить негативное влияние на призабойную зону пласта и существенно снизить затраты на очистку оборудования. Так, на ЮТМ для борьбы с образованием АСПО широкое применение находят гладкие полимерные покрытия для насосно-компрессорных труб. Они позволяют защитить внутрискважинное и спускаемое оборудование от негативного воздействия коррозии АСПО, что увеличивает срок службы.

Для труб чаще всего используют покрытия, произведенные на основе термореактивной и термопластичной пластмассы, обладающей высокой коррозионной стойкостью, эластичностью и устойчивостью к смятиям и техническим повреждениям [22].

Это позволяет снизить негативный эффект от повышенного содержания механических примесей. Для удаления АСПО очень широкое применение находят углеводородные растворители. Они находят свое применение для очистки поверхности скважинного оборудования, в том числе в условиях карбонатного коллектора.

Заключение

В работе были обобщены основные причины образования АСПО на нефтяных и газовых месторождениях. Образование данных отложений ведет к сокращению межремонтного периода скважины, увеличению бездействующего фонда скважин и снижению показателей разработки добывающих и нагнетательных скважин, увеличению аварийности, связанной со снижением технического состояния внутрискважинного оборудования. Для предотвращения образования АСПО требуется применения современных физико-химических способов обработки, что ведет к предупреждению их выпадения и защите скважинного оборудования.

Литература

1. Скважинная добыча нефти. Мищенко И.Т. Издательство «Нефть и газ», Москва, 2003. – 816 с.
2. Антониади Д.Г., Шостак Н.А., Савенок О.В., Пономарев Д.М. Анализ существующих методов борьбы с асфальтосмолистопарафиновыми отложениями (АСПО) при добыче нефти // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2011. – № 9. – С. 32–37.
3. Бабалян Г.А. Борьба с отложениями парафина / Г.А. Бабалян – М.: Недра, 1965. – 340 с.
4. Иванова Л.В. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения / Л.В. Иванова, Е.А. Буров, В.Н. Кошелев // Нефтегазовое дело. – 2011.– № 1. – С. 268–274.
5. Кирбижекова Е.В. Исследование состава АСПО при образовании обратных водонефтяных эмульсий / И.В. Прозорова, Н.В. Юдина // Вестник ТГУ.– 2014.–№ 338. – С. 257–262.
6. Мазепа Б.А. Борьба с парафиновыми отложениями при добыче нефти за рубежом. / Б.А. Мазепа – М.: Гостоптехиздат, – 1961. – 92 с
7. Каменщиков Ф.А. Удаление асфальтосмолистопарафиновых отложений растворителями – М. –Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», Ижевский институт компьютерных исследований, 2008. – 384 с.
8. Иванова, Л.В. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения / Л.В. Иванова, Е.А. Буров, В.Н. Кошелев // Нефтегазовое дело. – 2011. – № 1.
9. Оленев Л.М., Миронов Т.П. Применение растворителей и ингибиторов для предупреждения образований АСПО. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – 33 с.
10. Илюшин П.Е. Оценка эффективности метода «холодный поток» в борьбе с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями / П.Е. Илюшин, А.В. Лекомцев, Т.С. Ладейщикова, Р.М. Рахимзянов // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело – 2018. – № 1. – С. 53–62.
11. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1970. 192 с.
12. Степанов Р.И., Прокатень Е.В. Обзор методов выделения параметров зон трещиноватости при оценке фильтрационных свойств трещин с учетом геолого-геофизических данных сложно построенного рифейского карбонатного коллектора Юрубчено-Тохомского месторождения // Нефтепромысловое дело. – 2024. – № 11 (671). – С. 15–26.
13. Стабилизация энергетического состояния пласта путем балансировки отборов нефти и газа из газовой шапки в условиях карбонатного каверново-трещинного коллектора Юрубченской залежи / П.Е. Кошманов, Ф.А. Исбир // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 5. С. 80–83.
14. Клещенко, И.И. Технологии и материалы для ремонта скважин: учебное пособие / И.И. Клещенко, Д.С. Леонтьев, Е.В. Паникаровский – Москва; Вологда: Инфра-Инженерия, 2023. – 348 с.: ил., табл.
15. Осложнения и аварии при эксплуатации и ремонте скважин: учебное пособие / Г.П. Зозуля, А.В. Кустышев, В.П. Овчинников и др.; под ред. Г.П. Зозули – Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. – 372 с.
16. Молчанов, А.Г. Подземный ремонт скважин: учебное пособие / А.Г. Молчанов. – М.: Недра, 1986 – 208 с.
17. Юшин, Е.С. Оборудование и технологии текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин: теория и расчет: учебник / Е.С. Юшин – Москва; Вологда: Инфра-Инженерия, 2022. – 380 с.: ил., табл.
18. Каменщиков Ф.А. Тепловая депарафинизация скважин. – М. – Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика», 2005. – 254 с.
19. Пат. 21000575 РФ, МКИ Е21 В37/06. Способ борьбы с отложениями парафина с помощью микроорганизмов / С.С. Беляев, И.А. Борзенков, Н.Ф. Любимов, О.А. Чукчеев и др. (РФ). – № 97107025/03; Заявлено 13.05.1997; Опубл. 27.12.1997, Бюл. № 36.
20. Исследование свойств асфальтосмолопарафиновых отложений и разработка мероприятий по их удалению из нефтепромысловых коллекторов / В.В. Рагулин, Е.Ф. Смолянец, А.Г. Михайлов и др. // Нефтепромысловое дело. – 2001. – № 5. – С. 33–36.
21. Пат. 2221139 РФ, МКИ Е21 В 43/22. Состав для обработки скважины и призабойной зоны пласта (варианты) и способ обработки скважины и призабойной зоны пласта / И.Н. Файзуллин, А.З. Гарейшина, Н.В. Шестернина и др. (РФ). № 200111118110/13; Заявлено 29.06.2001; Опубл. 10.01.2004, Бюл. № 1.
22. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. 653 с.