3.4 Образование парафина в обводненных пластах Арланского месторождения

В нашей стране широкое распространение получила разработка нефтяных месторождений с применением заводнения пласта, этот метод так же применен на Вятской площади Арланского месторождения. Обычно не устанавливается каких-либо ограничений на содержание в нагнетаемой воде растворенного кислорода. В нагнетаемой речной и подрусловой воде содержится около 10 мг/л кислорода. За время разработки месторождения с поддержанием пластового давления в пласт закачивается огромное количество воды и соответственно очень много кислорода. Известно, что кислород является очень активным элементом и энергично взаимодействует с металлом водоводов, с некоторыми соединениями, растворенными в пластовой воде, с породами, слагающими пласты и с нефтью. Как показали многочисленные анализы добываемой из скважин попутной воды, кислород в ней отсутствует. Следовательно, кислород полностью расходуется из воды на пути ее от нагнетательных до эксплуатационных скважин.

Процессы взаимодействия кислорода, растворенного в воде с нефтью, изучены недостаточно хорошо. Известно, что кислород, прежде всего, взаимодействует с ароматическими и нафтеновыми углеводородами нефти и сернистыми соединениями, переводит их и смолистые вещества; кислород взаимодействует и со смолами, при этом последние подвергаются окислительной конденсации и превращаются в асфальтены. К сожалению, на данный момент, данный вопрос недостаточно полно изучен, нет точных данных и не приводится сведений об изменении плотности, вязкости нефти в результате ее взаимодействия с кислородом. Кроме того, опыты проводились при простом контакте нефти с воздухом.

В пластовых условиях окисление нефти будет происходить в процессе диффузии кислорода из воды в нефть. В условиях высокого пластового давления кислород будет находиться в нефти после диффузии из воды в растворенном состоянии. Поэтому, опыты проводились в промысловых лабораториях при нагнетания проектировали по внутреннему контуру нефтеносности, при этом отрезалась широкая водонефтяная зона залежи. При разрезании площади в центральной части верхней продуктивной пачки, выделялись три эксплуатационных участка, по форме и размерам аналогичные участкам нижней пачки. Ширина их 4 -5 км. Периферийные полосы верхней продуктивной пачки помимо внутриконтурного подвергались законтурному заводнению. Расположение линий нагнетания, по мнению авторов, несколько неудачное для эффективного воздействия на залежи нефти верхней продуктивной пачки, т. к. при этом менее продуктивные периферийные полосы подвергаются более эффективному воздействию.

Основной причиной низкой нефтеотдачи, как показали расчеты, является малый охват пластов заводнением.

Были также рассчитаны технологические показатели периодической закачки воды и воздуха в нагнетательные скважины. При этом расчеты показали, что количество попутно добываемой воды значительно уменьшается, а нефтеотдача возрастает. Так, через 25 лет с начала эксплуатации при периодической за­качке воды и воздуха нефтеотдача достигает 47%, при обычном заводнении - только 39%.

Опыт разработки крупных нефтяных месторождений показывает, что извлечение нефти может быть осуществлено в приемлемые сроки и при достаточно высокой экономической эффективности процесса разработки лишь путем применения методов внутриконтурного заводнения с выделением отдельных эксплуатационных участков в обособленные объекты разработки. Выбор наиболее благоприятных линий внутриконтурного заводнения, а также отдельных экс­плуатационных полей оптимальных размеров был произведен на основании комплексного геологического и технико-экономического анализа с последующим сравнением показателей различных вариантов осуществления процесса.

Было предложено разрезание месторождения. Линии внутриконтурного заводнения располагались таким образом, чтобы выделить отдельные поднятия, приуроченные к нижней продуктивной пачке, в объекты самостоятельной разработки. Нагнетательные скважины располагали в соответствии с этим принципом повсеместно, за исключением юго-восточной части площади, где линией нагнетания были объединены в один эксплуатационный объект два поднятия. Рассматриваемый вариант обеспечивал разработку нижней продуктивной пачки, в основном, путем законтурного заводнения. Предусматривалось частичное применение внутриконтурного заводнения через нагнетательные скважины, расположенные в прогибах между отдельными поднятиями, где отмечался глубокий заход контуров нефтеносности. На северо-западной части месторождения линию разработки. Во - вторых, внутриконтурные нагнетательные скважины располагали в зонах наиболее мощных пластов песчаников с тем, чтобы при нагнетании в пласт рабочего агента достигался наибольший охват пластов заводнением. В - третьих, внутриконтурные нагнетательные скважины размещали в прогибах между отдельными поднятиями для того, чтобы, с одной стороны, по возможности вскрыть законтурные зоны залежей VI пласта и обеспечить наиболее эффективное вытеснение нефти к забоям скважин, а с другой, чтобы при вскрытии разреза с повышенной толщиной песчаных пластов создать режим вытеснения, удовлетворяющий дополнительные требования, обусловленные техникой и технологией организации заводнения. Так, например, учитывая возможность раздельной закачки рабочего агента в несколько пластов через одну скважину, было предусмотрено совмещение нагнетательных скважин во внутриконтурных разрезающих рядах. При этом запроектированная система внутриконтурного заводнения должна разрабатывать нижнюю продуктивную пачку, в основном, путем законтурного заводнения, а верхнюю - в сочетании с внутриконтурным.

В целях достижения наиболее высокой нефтеотдачи залежей и эффективного вытеснения нефти особое внимание уделено выбору рабочего агента.

Опыт разработки нефтяных месторождений страны и ряда зарубежных стран, а также результаты лабораторных исследований показали низкую эффективность метода заводнения для условий, аналогичных Вятской площади Арланского месторождения. Известно, что не было случаев удачного заводнения при вязкости пластовой нефти, превышающей 40 мПа/с. На Арланском месторождении, содержащем, как уже отмечалось ранее, нефть повышенной вязкости, не следует ожидать высокой нефтеотдачи и эффективности разработки при применении обычных методов заводнения. Полученный вывод обоснован результатами теоретических расчетов, которые показали, что, в отличие от девонских месторождений, разработка залежей нефти нижнего карбона будет сопровождаться добычей большого количества попутной воды. Для достижения той же нефтеотдачи, которая ожидается по девонским месторождениям, здесь придется вырабатывать залежи при значительно больших водных факторах.

Прилипание кристаллов парафина к поверхностям насосно-компрессорных труб.

Как отложения, всякое накопление твердой фазы на границе раздела твердое тело - жидкость, в том числе и образование парафиновых отложений, в принципе может происходить путем:

- выкристаллизовыванием твердой фазы из насыщенного раствора;

- возникновения газовых пузырьков и поведением их при подъеме жидкости;

Известно, что газовый пузырек в жидкости появляется скачком, достигая почти мгновенно своих конечных размеров. Такое выделение и расширение газа идет с поглощением тепла.

Возникновение газовой фазы в потоке значительно повышает интенсивность отложения парафина на внутренней поверхности труб. Объясняется это тем, что к процессу отложения парафина, рассмотренному выше, дополняется новый процесс, обусловленный возникновением газовых пузырьков на стенках труб и отрывом их от поверхности. С возникновением в нефти газовых пузырьков и твердых частиц в виде кристаллического парафина начинается процесс, который в какой-то мере можно сравнить с «пенной флотацией» руд и минералов.

Механизм образования парафиновых отложений в начальной стадии развития трехфазного потока в скважине аналогичен образованию накипи в паровых котлах и других установках, в которых происходит кипение воды, содержащей растворенные соли. Только в котлах переход жидкости в газовую фазу идет под действием интенсивного нагрева раствора, а в скважине выделение газа обусловлено падением внешнего давления.

Но в обоих случаях при отрыве пузырька часть твердых частиц, имевшихся на границе раздела фаз, остается на твердой поверхности.

Механизм отложения парафина при отрыве газовых пузырьков, заключается в следующем:

При отрыве пузырька, давление под ним становится несколько меньшим давления в объемной фазе, а давление в пространстве между пузырьком и стенкой трубы резко уменьшается. При этом снижается температура, так как процесс отрыва сопровождается ростом поверхностной энергии.

Вследствие большой скорости отрыва и уменьшения поверхности пузырька в этот момент часть кристаллов парафина под действием встречного тока жидкости, возникшего в момент отрыва, сносится с поверхности пузырька и при соприкосновении со стенкой прилипает к ней непосредственно на стенки труб. В этом случае снижение температуры нефти происходит, естественно, только за счет теплоотдачи в грунт.

Отсутствие в объеме жидкости так называемых центров кристаллизации приводит, возможно, к определенному перенасыщению нефти парафином.

Соприкосновение насыщенной парафином нефти со стенкой трубы, имеющей пониженную температуру и шероховатую поверхность, обусловливает возникновение на ней отдельных кристаллов парафина, которые, продолжая расти и питаясь из маточного раствора, образуют сравнительно прочную корку пара­финовых отложений на внутренней поверхности НКТ.

Следует отметить, что интенсивность отложения парафина при этих термодинамических условиях будет сильно зависеть от скорости потока. При ламинарном характере потока интенсивность отложения парафина небольшая, так как объем нефти, контактирующий с поверхностью трубы, невелик. Поэтому лишь небольшой процент выпавшего парафина принимает участие в создании твердых отложений.

С повышением скорости потока и нарушением ламинарного характера течения жидкости (особенно при наличии больших зазоров в местах муфтовых соединений) объем нефти, контактирующий с поверхностью трубы, увеличивается и повышается интенсивность отложения парафина.

При дальнейшем увеличении скорости интенсивность отложения парафина вновь начинает снижаться. Это объясняется тем, что при высоких скоростях отложившийся на стенках труб парафин срывается потоком нефти.

Такие явления очень часто наблюдаются в промысловой практике. Кроме того, эти данные подтверждаются результатами исследований.

По мере дальнейшего снижения давления и достижения определенной степени перенасыщения, при которой имевшиеся инородные частички способны служить центрами выделения или при которой достигается возможность самопроизвольного возникновения зародышей новой фазы, из нефти начинает выделяться газ в виде мелких пузырьков.

По мере подъема жидкости изменяется и фазовое состояние потока. При определенных термодинамических условиях возможно возникновение следующих состояний двухфазного потока. Для удобства введем следующие обозначения: Р_Н - давление насыщения нефти газом; Т_Н - температура насыщения нефти парафином.

- жидкость + газ в случае Р < Р_Н, а Т > Т_Н.

- жидкость + твердая фаза (парафин) при Р > Р_Н, а Т < Т_Н.

- жидкость + твердая фаза при Р = 0, а Т < Т_Н.

Первое состояние двухфазного потока наблюдается в скважинах, эксплуатирующихся с забойными давлениями, близкими к давлению насыщения или ниже давления насыщения. Второе состояние имеет место в скважинах с малой производительностью и высоким забойным давлением, а также в скважинах, эксплуатирующихся центробежными погружными электронасосами.

Третье состояние двухфазного потока характерно для движения дегазированной нефти по нефтепроводам.

Трехфазный поток представляет собой систему жидкость + газ + твердая фаза (парафин). Существование трехфазного потока возможно при условии, когда Р < Р_Н и Т < Т_Н. Трехфазное состояние потока наблюдается почти во всех скважинах нефтяных месторождений восточных районов.

Следует отметить, что при трехфазном потоке, а также двухфазном потоке (жидкость + газ) возможны случаи фазового состояния потока, когда газ является дисперсной фазой, а жидкость дисперсионной средой, и, наоборот, когда жидкость является дисперсной фазой, а газ дисперсионной средой.

Вполне естественно, что отложение парафина на внутренней поверхности труб возможно только при появлении в потоке твердой фазы. Поэтому однофазный и двухфазный (жидкость + газ) потоки в дальнейшем рассматриваться не будут.

Во всех других случаях имеется реальная возможность отложения парафина, однако, интенсивность отложения парафина в каждом конкретном случае различна.

Рассмотрим условия и механизм образования парафиновых отложений для каждого конкретного случая.

При термодинамических условиях, когда Р > Р_Н, а Т < Т_Н, основной причиной отложения парафина является выкристаллизовывание парафина из нефти

Снижение давления, с одной стороны, увеличивает растворимость парафина, с другой - способствует выделению легких фракций, то есть, наоборот, ухудшает растворяющую способность нефти.

В последние годы появился ряд экспериментальных и теоретических работ, в которых процесс отложения парафина исследуется в комплексе с термодинамическими процессами, происходящими в скважинах при подъеме нефти на дневную поверхность.

Таблица 3 – Техническая характеристика нефтяных скважин действующего фонда Арланского УДНГ (на 1.01.10 г.)

Дебит скважин по нефти, т/сут	Наличие скважин	в том числе по обводненности
		Необводненные	обводненность в %
			до 20	21-50	51-90	91-98	>98
до 1	1020	0	95	108	319	432	66
от 1 до 3	921	0	195	135	353	216	22
от 4 до 5	285	0	66	43	57	108	11
от 6 до 10	197	0	52	23	29	93	0
от 11 до 20	81	0	15	7	7	52	0
от 21 до 30	4	0	1	1	0	2	0
от 31 до 50	3	0	1	0	2	0	0
от 51 до 75	0	0	0	0	0	0	0
выше 75	0	0	0	0	0	0	0
ИТОГО	2511	0	425	317	767	903	99

Безусловно, тесная взаимосвязь между поведением парафина в скважине и свойствами газонефтяного потока значительно осложняет изучение основных закономерностей, связанных с появлением в нефти твердой фазы. Незначительные сведения об отдельных элементарных процессах, происходящих в нефти, и тесная взаимосвязь этих процессов делают возможным только комплексный метод изучения, т.е. исследование скважин по возможно большему числу взаимосвязанных параметров.

Рассматривая термодинамические условия движения нефти применительно к скважинам, эксплуатирующим средний карбон и тирегенную толщу нижнего карбона, можно элементарно классифицировать поток по его фазовому состоянию. Такая классификация позволяет дифференцированно подойти к изучению условий отложения парафина на внутренней поверхности труб.

Однофазный поток характеризуется тем, что газ и парафин находятся в нефти в растворенном состоянии, то есть когда Р > Р_Н и Т>Т_Н.

При современных системах разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления методом законтурного и внутриконтурного нагнетания воды в пласт однородный поток наблюдается в нижней части подъемной колонны в большем количестве скважин, эксплуатирующих тирегенная толща нижнего карбона.