ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Образование отложений в промысловых условиях и при транспортировке нефтей из "Органические нефтяные отложения и их утилизация" Образование органических нефтяных отложений в любой форме возможно лишь после возникновения в нефти диспергированной твердой микрофазы. Можно считать, что нефть в пластовых условиях, при которых она пребывает практически неограниченное время, обладает высокой агре-гативной и седиментационной устойчивостью. Как показывает практика /61/, пластовая температура нефти, как правило, ниже температуры плавления асфальтенов и выше температуры плавления основной массы углеводородов, в том числе и парафинов. Поэтому в общем случае можно полагать, что в пластовых условиях в нефти парафины находятся в виде ненасыщенных молекулярных растворов, тогда как асфальтены, ввиду их ограниченной растворимости и способности к ассоциации, - в насыщенном коллоидном состоянии. Высказанное предположение косвенно подтверждается зависимостями на рис.3.1 и 3.2, которые получены в результате обработки данных по 79 нефтям месторождений Коми, Перми, Башкирии и Татарии /29/. [c.117] Как видно из рис.3.1, между содержанием асфальтенов в нефтях и таким физико-химическим показателем нефти, как плотность, с определенным приближением, характеризующим растворяющую способность асфальтенов, существует четко наблюдаемая зависимость. [c.117] Учитывая большое различие пластовых температур, влияющих на плотность нефтей, а также не-строгую зависимость растворимости диэлектриков от плотности растворителя, можно считать полученную корреляцию вполне удовлетворительной. [c.117] Наличие такой корреляции подтверждает предположение о насыщенном состоянии содержания асфальтенов в пластовых нефтях. При произвольном ненасыщенном состоянии растворенного вещества в растворе такая корреляция отсутствует. Как видно из рис. 3.2, такое состояние характерно для парафинов. [c.118] При добыче нефти уже в призабойной зоне нефтяного пласта не исключается нарушение фазового равновесия и образование отложений на стенках пор продуктивного пласта. Такое положение более вероятно при эксплуатации истощенных и малодебитных нефтяных залежей /22/. При этом существенную роль играет разгазирование нефти в призабойной зоне, что всегда будет снижать температуру нефти. В результате при снижении температуры ниже температуры насыщения парафинами возможно ухудшение проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта из-за парафинизации поверхностей пор выкристаллизовавшимся микрокристаллическим парафином. Как показывает практика, в таких случаях тепловое воздействие на пласт всегда повышает фильтрационную способность призабойной зоны и увеличивает дебит скважины. Достоверность указанного механизма снижения проницаемости призабойной зоны подтверждается промысловыми результатами, показавшими, во-первых, резкое повышение содержания парафинов в нефтях после теплового воздействия на пласт по сравнению с нефтью до обработки и, во-вторых, отсутствие существенного эффекта.от термообработки в случае малопарафинистой нефти (до 1%), хотя и содержащей высокий процент асфальтенов (более 2 %). [c.119] Более заметное термодинамическое воздействие испытывают нефти при движении по подземным трубам скважин. В процессе добычи в скважине, по мере удаления от забоя и приближения к устью, происходит охлаждение нефти и нарушение ее агрегативной устойчивости. Основной причиной снижения температуры нефти является теплообмен между стенкой трубы и более холодной окружающей ее породой. Менее существенно, но влияет на снижение температуры нефти также ее частичное разгазирование в результате снижения давления в системе по мере приближения к устью скважины. Было установлено /55/, что доля снижения температуры в скважинах из-за разгазирования в промысловых условиях составляет 23-37 % от общего изменения температуры в скважине. Разгазирование изменяет состав нефти, что также сказывается на растворимости в ней твердых компонентов. [c.120] Конкретные значения температурного режима скважин определяются геотермическим градиентом. При этом существенное значение имеют как температура на глубине продуктовых пластов, так и распределение температур породы по стволу скважины, определяемое тепловым полем Земли /21/. [c.120] Как видно из рис. 3.3, где представлены данные по нефтям 37 нефтяных месторождений Западной Сибири /61/, те.мпература насыщения зависит от содержания в нефти парафинов и пропорционально повыщается с увеличением их содержания. [c.121] Такая последовательность формирования дисперсных частиц при охлаждении нефти была подтверждена экспериментально /48/. Наблюдениями под микроскопом процесса кристаллизации в вертикальной камере установлено, что при охлаждении нефти первыми появляются кристаллы. [c.121] Как показывают промысловые наблюдения, последовательность отложений в скважинах представляет следующую картину /22/. Сначала прослеживаются на поверхности труб участки точечных отложений, т.е. небольших крапинок 0,05x0,5x0,5 мм, имеющие мазеобразную консистенцию. Длина таких участков достигает 100-500 м. Можно предположить, что эти крапинки являются следствием осаждения того небольшого количества дисперсной фазы, которое образуется из частиц твердых асфальтенов. Такие зоны в скважинах месторождений Татарии и Башкирии наблюдаются с глубины 1200-1500 м. Точечные отложения сменяются участковыми отложениями на небольшом интервале (10-20 м), которые затем переходят в сплошной парафиновый слой. Начало сплошного слоя определяется содержанием в нефти парафинов. В месторождениях Татарии и Башкирии, где содержание парафинов в нефтях составляет 4-5 %, граница сплошных отложений наблюдается при температурах 26-30°С, тогда как в месторождениях Кум-Даг (Западная Туркмения), где содержание парафина в нефтях доходит до 10-12 %, эта температура составляет 42-45°С. [c.122] Отмечается, что отложения на подъемных трубах скважин появляются с момента возникновения твердой фазы в потоке /30 /и толщина отложений по мере подъема по сшажине увеличивается. При этом интенсивность отложения резко возрастает. Было показано /22/, что в скважинах Татарии накопление отложений от гранищ 1 начала отложений до начала зоны интенсивной парафинизации составляет в среднем 0,15 мм/сутки, тогда как в зоне интенсивной парафинизации доходит до 5-6 мм/сутки. При этом с возрастанием скорости восходящего потока количество отлагающегося парафина снижается. Пульсирующий режим работы скважины, наоборот, интенсифицирует нарастание парафиновых отложений. [c.123] Для образования первоначального тонкого слоя отложений может играть существенную роль температурный градиент у самой стенки в диффузионном подслое. Это особенно важно в тех случаях, когда температурный профиль скважины может оказаться н монотонным. Такая картина наблюдается в скважинах Западной Сибири из-за наличия зон вечной мерзлоты на различных глубинах /21/. В таких случаях на колебания температур у стенки оперативно будет реагировать, прежде всего, пограничный подслой, тогда как на средней температуре потока небольшие колебания градиента по сечению трубы могут не сказаться. Между тем даже небольшие колебания температуры в пограничном слое приведут к существенному изменению его состояния как дисперсной системы. При этом из-за изменения скорости возникновения центров кристаллизации существенные колебания будут происходить в наиболее высокодисперсной части спектра распределения частиц дисперсной фазы, всецело определяющей интенсивность формирования отложений в гидродинамических условиях. Такого рода аномалии были отмечены при обработке результатов исследований ряда скважин Западной Сибири /21/. [c.123] С увеличением толщины отложения изменяют свой цвет от черного до темно-коричневого и светло-желтого (в зависимости от цвета нефти) с четко определяющимися зернами парафина. Тяжелые нефти с вязкостью более 0,2 стокса не образуют парафиновые отложения при любом содержании парафина. Эти нефти, как правило, содержат значительное количество смол и асфальтенов. [c.125] Устьевая арматура скважины, манифольды и выкидные линии, имеющие сложную конфигурацию, усложняют гидродинамику потока, и на этом оборудовании наблюдается интенсивное накопление отложений. Находящееся на поверхности прискважинное оборудование сравнительно доступно и относительно просто очищается от отложений, в основном, термическими методами. [c.125] Несколько иная картина наблюдается при парафинизации выкидных линий и нефтесборных трубопроводов на промыслах. На материале исследования выкидных линий более 60 скважин месторождений Татарии было установлено /22/, что в выкидных линиях четко прослеживается снижение отложений в направлении удаления от скважины. Наибольшая толщина отложений отмечалась непосредственно у устья скважины, далее наблюдалось достаточно плавное снижение. При этом профиль трассы трубопровода на характер распределения парафиновых отложений по длине пути влияния не оказыь ... [c.125] Нефтесборная выкидная линия по существу является продолжением подъемной трубы скважины. При совместном рассмотрении их профилограмм распределение отложений на линии скважина - нефтесборная линия приобретает следующий вид. Парафиновые отложения, начинаясь в подъемных трубах скважины, постепенно увеличиваются по толщине и достигают максимума на участке, близком к устью, после чего толщина отложений начинает уменьшаться и парафинизация заканчивается в выкидной линии на расстоянии 100-800 м от устья. Такая картина носит наиболее общий характер, хотя, как было показано выше, бывают исюгючения по расположению максимума. [c.126] Профиль отложений по внутреннему периметру сечения выкидной линии зависит от фазового состояния прокачиваемой смеси. При однофазном прямолинейном течении газонефтяной смеси выделяющаяся твердая фаза равномерно откладывается по периметру сечения трубы /21,22/. По своему внещнему виду парафиновые отложения в выкидных линиях идентичны отложениям в подъемных трубах скважин. Парафиновые отложения в выкидных линиях также содержат большой процент тугоплавкого парафина /40/. Характерным является неравномерность распределения парафина в массе отложений в поперечном сечении слоя наибольшее количество парафина содержится в отложениях, непосредственно прилегающих к стенке труба. Такое положение объясняется автором /22/ возможностью перекристаллизации уже отложившейся массы у стены. [c.127] Агрегативная неустойчивость является термодинамической характеристикой дисперсной системы, и она не может ответить на вопрос, как долго система может пребывать в неравновесном состоянии. Поэтому при исследовании процесса формирования отложений более существенным является другая характеристика дисперсного состояния нефти - ее кинетическая устойчивость, т.е. способность сохранять во времени равномерное распределение частиц по всему объему. Это свойство нефти, обусловленное нахождением системы в гравитационном поле Земли, достаточно просто может бьггь охарактеризовано численно, в частности, путем седиментационного анализа. [c.129] Осаждение отложений в резервуарах является результатом совместного протекания двух физико-химических процессов броуновского движения и седиментации частиц, на скорости протекания которых изменение размера частиц дисперсной фазы сказывается различно. Так, при увгличе-нии диаметра частиц в гидрозоле серебра в 100 раз скорость броуновского движения снижается в 10 раз, тогда как скорость седиментации возрастает в Ю раз /34/. Как следствие, после увеличения размера частиц до определенных пределов броуновское движение, повышающее кинетическую устойчивость системы, перестает практически сказываться и дальнейшее увеличение размера частиц резко снижает время, необходимое для осаждения. [c.129] Вернуться к основной статье