Методы предотвращения и борьбы с АСПО на Уренгойском месторождении

-

Весь текст будет доступен после покупки

Асфальтосмолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термo- 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.

Весь текст будет доступен после покупки

Разрез Уренгойского месторождения представлен породами палеозойского складчатого фундамента и терригенными песчано-глинистыми отложениями платформенного мезозойско-кайнозойского осадочного комплекса.
Ачимовская толща - это чередование песчано-алевролитовых и глинистых пород шириной 43-157 м. К толще приурочены залежи углеводородов. Очимкинская (539-690 м) и южно-балыкская (62-103 м) пачки по каратажу и керну представлены песчано-алевролитовыми и глинистыми породами. В песочных пластах БУ12, БУ13, БУ14 есть углеводороды. В южно-балыкской пачке отличаются продуктивные горизонты БУ10-11.
В разрезе Уренгойского месторождения выявлено два продуктивных комплекса: сеноманский и нижнемеловой.
С 1971 года на месторождении начинается планомерная разведка глубоких горизонтов нижнего мела. В нижнемеловых отложениях Уренгойского месторождения выявлено свыше 25 залежей углеводородов, связанных с пластами / горизонтами: ПК18, ПК21, АУ9, АУ10, БУ0, БУ1-2, БУ5, БУ8 0, БУ8, БУ9, БУ10-11, БУ12 1, БУ12 2, БУ13, БУ14, залегающими в интервале глубин 1780 - 3050 м. Кроме того, имеют место газопроявления в интервалах ачимовской пачки на глубине 3450 - 3500 м.
Песчаники ачимовских пластов сероцветные, преимущественно мелкозернистые, алевролиты крупнозернистые, аркозового состава, средне- и крепкосцементированные глинистым и карбонатно-глинистым цементом, часто известковистые, однородные и слоистые. Слоистость образована за счет глинистого материала и глинистых примесей (углистого детрита).
На рис.1 изображён разрез Уренгойского НГКМ.


Схематический геологический разрез Уренгойского НГКМ

Рис. 1

С учетом дополнительных данных ГИС по эксплуатационным скважинам ГВК опущен до а.о. - 2340 м. (сравнительно с - 2333 м. принятом при утверждении запасов в ГКЗ).
В разрезе Уренгойского НГКМ ниже горизонта БУ14 до нижележащего объекта разработки, ачимовской толщи, имеют локальное распространение продуктивные пласты БУ15, БУ16, БУ17. Ачимовские отложения залегают на глубинах в пределах 4000 м и имеют значительно больше сложное геологическое строение по сопоставлению с сеноманскими (находятся на глубине 1100-1700 м) и валанжинскими (1700-3200 м) залежами. На рис. 2 дано строение ачимовских отложений.




Геологическое строение ачимовских отложений


Рис. 2
Кроме того, ачимовские отложения залегают при аномально высоком пластовом давлении (более 600 атмосфер), осложнены тектоническими и литологическими экранами, характеризуются многофазным состоянием залежей, а также отягощены тяжелыми парафинами.

Весь текст будет доступен после покупки

1. С.Ю Борхович, С.Б Колесова, А.Я. Волков, Программы и методические рекомендации по организации практик студентов, обучающихся по направлению подготовки 21.03.01. «Нефтегазовое дело».
2. Акчурин В.А., Марьин В.И., Демахин А.Г. Химические методы удаления и предотвращения образования АСПО при добыче нефти - Саратов, Изд-во ГОС УНЦ «Колледж», 2001 г.
3. Ан Ф.В. Состав и свойства АСПО в нефтепроводе / Ф.В. Ан, Х.В. Бик, В.П. Выгодский и др. // 12-ая науч.-практич. конф. «Добыча, подготовка и транспорт нефти и газа», Томск. 24-27 сент., 2001. - С.140-141.
4. Аглиуллин М.М., Абдуллин В.М., Абдуллин М.М., Курмаев С.А. Разработка и внедрения термобарохимического метода увеличения продуктивности нефтегазовых скважин// Нефтегазовое дело, 2004 г., № 3.
5. Ахмадеев, А.Г. Предотвращение образования и удаления имеющихся отложений в насосно-компрессорных трубах скважин и технологическом оборудовании / А.Г. Ахмадеев, М.М. Велиев // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2011. - 2 (84). - С. 30-39.
6. Ганеева, Ю.М. К вопросу о классификации асфальто-смоло-парафиновых отложений / Ю.М. Ганеева, Д.А. Халикова, Т.Н. Юсупова // Технологии нефти и газа. - 2008. - №1. - С. 10-13.

Весь текст будет доступен после покупки