Парафиносмолистое вещество
Cтраница 1
Отложения парафиносмолистых веществ на внутренней поверхности трубы изменяют ее температурный режим. Поэтому многие авторы пытаются учесть эту теплоту в расчетных формулах. При дальнейшем понижении, температуры охлаждение несколько замедляется, так как потери тепла будут частично компенсироваться выделяющейся теплотой кристаллизации парафина. [1]
Введением углеводородного растворителя предупреждается отложение парафиносмолистых веществ на поверхности металла. [2]
Разнообразные геологические условия, наличие различных компонентов парафиносмолистых веществ и большие пределы изменения термодинамических факторов способствуют отложению этих веществ [14] в призабойной зоне, на поверхности НТК добывающих скважин и в наземных промысловых коммуникациях. Для определения свойств нефтей разрабатываемых месторождений Азербайджана нами были проведены лабораторные исследования на капиллярном вискозиметре высокого давления. Результаты исследований ( табл. 26) показывают, что нефти 28 разрабатываемых месторождений, эксплуатируемых более чем 2500 скважинами, в пластовом условии относятся к парафинистым нефтям. [3]
При разработке пластов, представленных высокопарафинис-тыми и смолистыми нефтями, в призабойных зонах отлагаются парафиносмолистые вещества, которые затрудняют фильтрацию жидкости и снижают дебиты нефтяных скважин. Для удаления отложений парафиносмолистых веществ из призабойной зоны пласта применяют ряд методов, направленных на расплавление отложений: закачка пара, горячей воды или нефти, нагрев око-лоскважинной зоны различными забойными нагревателями. Однако использование этих методов требует больших затрат времени и средств, обусловливает необходимость применения высокопроизводительного дорогостоящего оборудования, специальной подготовки воды для получения пара, проведения специальных работ по предупреждению осложнений и аварий на скважинах, связанных с температурными напряжениями. При прогреве призабойной зоны забойными нагревателями высокая температура достигается только на забое и на незначительной глубине пласта, в то время как более удаленные зоны остаются ненагретыми. Кроме того, проведение этих мероприятий связано с дополнительными спуско-подъемными операциями. [4]
За счет депресии, создаваемой на пласт при ТГХВ, продукты реакции выносятся из перового пространства совместно с парафиносмолистыми веществами, что наблюдалось на выкидных линиях. [5]
Анализ результатов многократных опытно-промышленных работ применения воздушной репрессии установил, что продолжительность эффекта от применения данного метода не превышает 4 - 5 лет, а когда пластовая нефть богата тяжелыми компонентами ( парафиносмолистыми веществами) - 1 5 - 2 года. [6]
При реакции кислотного раствора с магнием выделяется большое количество тепла, в результате чего происходит нагрев забоя скважины и призабойяой зоны пласта. Вследствие этого парафиносмолистые вещества расплавляются в пршабойной зоне пласта и создаются лучшие условия для контакта растворимых включений пород пласта и продуктов коррозии с горячим кислотным раствором. В настоящее время он практически не используется в связи с появлением гранулированного или порошкового магния и из-за следующих присущих ему недостатков: 1) потери значительной части активного металлического магния в результате интенсивной реакции гидролиза в процессе спуска загруженного термореактора в обводненную нефтяную скважину или в нагнетательную скважину; 2) необходимости дополнительного проведения трудоемких спуско-подъемных операций; 3) возможности разрушения нижней части колонны насосно-компрес-сорных труб и обсадных труб прифилътровой части скважины из-за интенсивной кислотной коррозии в условиях высоких температур; 4) изготовления специальных магниевых прутков и стержней для термокислотной обработки скважин в условиях промысловых мастерских путем выпиливания из слитков магния, поступающих на промыслы с заводов. [7]
При разработке пластов, представленных высокопарафинис-тыми и смолистыми нефтями, в призабойных зонах отлагаются парафиносмолистые вещества, которые затрудняют фильтрацию жидкости и снижают дебиты нефтяных скважин. Для удаления отложений парафиносмолистых веществ из призабойной зоны пласта применяют ряд методов, направленных на расплавление отложений: закачка пара, горячей воды или нефти, нагрев око-лоскважинной зоны различными забойными нагревателями. Однако использование этих методов требует больших затрат времени и средств, обусловливает необходимость применения высокопроизводительного дорогостоящего оборудования, специальной подготовки воды для получения пара, проведения специальных работ по предупреждению осложнений и аварий на скважинах, связанных с температурными напряжениями. При прогреве призабойной зоны забойными нагревателями высокая температура достигается только на забое и на незначительной глубине пласта, в то время как более удаленные зоны остаются ненагретыми. Кроме того, проведение этих мероприятий связано с дополнительными спуско-подъемными операциями. [8]
Проведенные исследования свидетельствуют о целесообразности создания эффективного способа разработки, позволяющего предупредить или же ликвидировать прорыв нагнетаемого в пласт воздуха в добывающих скважинах. При этом необходимо предупредить отложение парафиносмолистых веществ в порах породы, восстановить коллектор-ские свойства пласта за счет растворения продуктов отложения, диспергировать жидкость на границе вытесняющий агент-нефть и обеспечить полноту вытеснения. Известен способ ограничения водопритоков в нефтяных скважинах закупоркой зоны высокой проницаемости пенной системой, обладающей неньютоновскими свойствами. Эффект ограничения водопритоков пенной системой объясняется тем, что пена обладает селективным свойством: в нефтенасыщенной части пласта она разрушается, а в водонасыщенной части создает сопротивление продвижению воды. [9]
Скорость охлаждения нефти влияет на процесс роста кристаллов парафина. При оптимальном темпе охлаждения образуются крупные конгломераты парафиносмолистых веществ, которые неравномерно располагаются по всему объему нефти. В нефти, не подвергавшейся термообработке или термообработанной и охлажденной не при оптимальных температурах, имеется большое количество мелких кристаллов парафиносмолистых веществ. Они более равномерно распределяются по всему объему нефти и в отсутствие-движения могут соединяться между собой, образуя достаточно прочную структурную решетку, в ячейках которой располагается жидкая фаза нефти. [11]
В результате воздействия на пласт и в зависимости от режима разработки нефтяных залежей проницаемость призабойной зоны скважины становится отличной от проницаемости пласта. Известно, что в процессе эксплуатации скважин, продуцирующих нефть, богатую тяжелыми компонентами, при определенных условиях призабойная зона закупоривается вследствие выпадения парафиносмолистых веществ. [13]
Следует отметить, что в низкопродуктивных скважинах начальная приемистость выше. Это, по-видимому, связано с тем, что в добывающих скважинах проницаемость по воде при наличии в поровом пространстве остаточной нефти значительно снижается вследствие того, что остаточная нефть занимает те поры, по которым происходила фильтрация жидкости, а также гидрофобизации породы при адсорбции полярных компонентов из нефти и отложение парафиносмолистых веществ. На эти процессы большое влияние указывает также содержание остаточной воды. А поскольку низкопродуктивные коллекторы характеризуются повышенным содержанием остаточной воды, для них снижение проницаемости по воде будет значительно ниже. [14]
Добавочные силы трения определяются путем сравнения с силой трения, которая была установлена после подземного ремонта скважины при динамометрировании. Обычно причиной увеличения силы трения плунжерной подвески является рост отложений на стенке подъемных труб парафиносмолистых веществ. [15]
Страницы: 1 2