Борьба с парафином в условиях НГДУ "Лениногорскнефть" (стр. 1 из 8)

Введение

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо- и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.

Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти.

Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. В зависимости от условий кристаллизации состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси.

На интенсивность парафиновых отложений оказывает влияние обводненность продукции в скважинах.

АСПО снижают производительность скважин, увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО – актуальная задача при интенсификации добычи нефти.

Методы борьбы с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже образовавшихся осадков.

Предупреждение образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов, а также введением в поток добываемой нефти различных ингибиторов.

Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, тепловой и химической обработкой продукции скважин.

Многие глубиннонасосные установки эксплуатируемые в условиях НГДУ «Лениногорскнефть» (далее НГДУ «ЛН»), эксплуатируются в высокопарафинящихся скважинах, где в насосе и трубах откладывается парафин. В НГДУ «ЛН» применяются различные методы дапарафинизации скважин, но наиболее эффективным является химический метод предотвращения отложений парафина с применением ингибиторов. Часто химический метод применяют в сочетании с тепловыми и механическими методами.

2. Исходные данные

2.1 Орогидрография

Западно – Лениногорская площадь является частью нефтяного месторождения платформенного типа с углами падения 0°09¢ -0°17¢, в тектоническом отношении приурочена к структурному элементу второго порядка. Самые высокие абсолютные отметки залегания кровли пашийского горизонта отмечаются в северной части площади 1441,6 м. В южном направлении наблюдается пологое погружение слоев. Минимальные абсолютные отметки кровли горизонта Д₁ составляют 1482 м. В географическом отношении площадь расположена на пересеченной балками и оврагами местности. Климат резко континентальный. Суровая холодная зима с сильными ветрами, буранами и жаркое лето.

Средняя январская температура колеблется от-13 °С до -14,5°С. Минимальная температура иногда -45 °С, максимальная температура достигает +38 ° С. Средняя июльская температура колеблется от +18,5 °С до +19,5 °С.

2.2 Стратиграфия

Наиболее возвышенная часть купола Ромашкинская вершина, являющаяся крупной структурой блокового строения и оконтуривается изогипсой 1500 м и имеет высоту около 50 м. Восточная часть вершины характеризуется наличием наиболее возвышенных участков.

Сложным строением отличается юго-восточный склон купола. Для западного склона преобладающим является меридиональное простирание структурных форм. Меньшей расчлененностью отличаются северный и северо – восточный склоны.

Анализ структурных поверхностей маркирующих горизонтов палеозоя дал

возможность выделить по разрезу до 6 структурно-тектонических комплексов или этажей СТЭ. Первый этаж отложения Эйфельского и Живетского ярусов среднего и нижнефранского подъяруса верхнего девона.

Верхняя граница второго этажа проводится по кровле тульского горизонта. Третий этаж – Верейского горизонта. Четвертый этаж – Верхнего карбона. Пятый этаж – отложения нижнего отдела перми. Шестой этаж – отложения верхнего, с проведением границ соответственно по кровле уфимских и татарских отложений. В тектоническом строении структурных этажей присутствует закономерное изменение и усложнение вверх по разрезу строения отложений и рельефа их структурных поверхностей.

Основным эксплуатационным объектом Западно-Лениногорской площади являются отложения пашийского горизонта франкского яруса верхнего девона. Продуктивные отложения пашийского горизонта Д₁ являются основными промышленными объектами Ромашкинского месторождения. Пашийский горизонт является многопластовым объектом. Пашийский горизонт индексируется как Д1. Он сложен в основном мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с переслаиванием аргиллитами и глинистыми алевролитами. Песчаники кварцевые, алевритистые, светло-серые или буровато-серые до темно-коричневых в зависимости от нефтенасыщения. Алевролиты серые, песчаные, слоистые, что связано с сортировкой обломочного материала по величине зерен. Толщина горизонта достигает 42,5 м, нефтенасыщенная – 8,2 м.

В разрезе горизонта Д₁ выделяются (сверху вниз) пласты «а», ²б

², ²б ², ²в², ²г ², ²г +д², Эти пласты распространены по площадям и представлены в разрезах скважин далеко неравномерно. Статистический анализ видов разрезов показывает, с одной стороны многообразие сочетаний пластов, с другой стороны – преобладание в разрезе определенных устойчивых сочетаний на площади преобладают разрезы скважин с 4-мя, 5-ю и 6-ю пластами, которые составляют 67% их сочетаний.

Пласт «а» имеет основное развитие в центральной части площади. В интервале пласта «а» прослеживаются 3 прослоя пород-коллекторов, из которых наиболее развиты нижний и средний. По распределению алевролиты занимают 38,9% всей нефтеносной площади. Пласт «а² маломощный толщина достигает 5–6 м. Доля коллекторов с толщиной менее 3 м. составляет 67,7%. Пласт «а» содержит 6,7% извлекаемых запасов горизонта Д

.

Пласт ²б

² – маломощный, средняя толщина прослоев пласта пачки²б² в основном равна 2–3 м. Доля толщины менее 3 м. составляет 63,3%. Пласт содержит 11,5% извлекаемых запасов горизонта Д .

Пласт «б

« – 71,6% площади занято коллекторами, средняя толщина пласта 2–3 м. Пласт «б3» развит в основном в виде линзообразных зон меридионального направления в центральной части месторождения, а на западе в виде разрозненных участков. Пласты толщиной менее 3 м. составляют 62,15%. Пласт «б « содержит 15,3% извлекаемых запасов горизонта Д .

Пласт «в» средняя толщина пластов 3,3 м. Уверенно выделяется в разрезах большей частью до 3 м. Составляет 51,7%. Пласт почти полностью находится в нефтяной зоне. Пласт содержит 18,3% извлекаемых запасов горизонта Д

.

Пласт «г

" в основном состоит из песчанников. По своим коллекторским свойствам это лучший из пластов горизонта Д . Средняя толщина пласта 4–6 м. Пласт содержит 19,3% извлекаемых запасов.

Пласт «г

+д» представлен песчанно-алевролитовыми породами с хорошими коллекторскими свойствами.

Пласт «д» сливается с пластом «г

«. На участках слияния пластов толщина коллекторов может достигать 20 м. Пласт содержит 28,9% извлекаемых запасов.

2.3 Тектоника

Ромашкинское месторождение, по поверхности кристаллического фундамента представляет собой, ассиметричное поднятие широтного простирания с относительно слабым расчленением на возвышенности и углубления различной амплитуды. Оно структурно приурочено к сводовой части южного купола, представляющего собой крупное платообразное поднятие изометричной формы размером около 100 * 100 км, которое ограничено с запада Алтунино-Шунакским, с востока – Уральским прогибами и структурными уступами: Сакловским на севере и Бугульминским – на юге.

2.4. Коллекторские свойства пластов

Благоприятными условиями для накопления и сохранения нефти и газа в горных породах является наличие пустот в породе, которые могут занимать нефть и газ, и залегание пород в виде геологических структур, препятствующих рассеиванию нефти и газа. Если горная порода обладает свойствами, которые обеспечивают, подвижность нефти и газа в ее пустотном пространстве, следовательно возможность их извлечения, то она является коллектором. Все горные породы могут быть коллекторами нефти и газа, но лишь 1% запасов нефти и газа приурочен к магматическим и метаморфическим породам. В основном скопления нефти и газа приурочены к осадочным породам. 85–95% осадочного комплекса земной коры представляют терригенные породы, состоящие из обломочного материала (пески, песчаники, известняки, алевриты, глины, аргелиты и др.). Коллекторские свойства горных пород обуславливаются наличием в них пустот (пор, трещин и каверн). Литолого-петрографическая характеристика коллектора представлена в Таблице 1.