Геофизические методы исследования горизонтальных скважин Федоровского нефтегазового месторождения Западной Сибири

Действия ответственных представителей в случае аварии

В случае разрыва каротажного кабеля во время подъема геофизического прибора в контейнере, дальнейшую работу приостановить. Об этом оповестить главных инженеров Заказчика и Подрядчика. ИТР бригады и начальник геофизической партии в данной ситуации самостоятельных решений принимать не имеют права.

При прихвате контейнера с геофизическими приборами ответственный представитель УБР, находящийся на скважине руководит действиями по ликвидации прихвата. Первоначально необходимо “отмыть” кабель на переводнике. Затем отвернуться ниже переводника и извлечь геофизические приборы с оставшимся кабелем в инструменте.

В случае возникновения аварии, ответственным представителем Заказчика и начальником партии составляется первичный акт об аварии с описанием обстоятельств аварии.

Прибыв на буровую аварийному мастеру ознакомиться с создавшейся ситуацией по скважине и доложить начальнику смены ЦИТС и главному инженеру УБР. Предложить план дальнейших первоочередных работ.

Ликвидация аварий проводится по плану, утвержденному главным инженером предприятия заказчика и согласованному с главным инженером геофизического предприятия. Присутствие ответственного представителя геофизического предприятия и предприятия заказчика при ликвидации аварии обязательно.

План работ должен содержать данные о скважине, краткое описание аварии, порядок ликвидации аварии с указанием ответственного исполнителя, мероприятия по соблюдению правил и инструкций по технике безопасности.

В случае повреждения каротажного кабеля во время проведения ГИС на период замены кабеля произвести подъем прибора из скважины. Спустить пластиковый контейнер на забой и промыть скважину с производительностью 48 л/сек. Циркуляцию вызывать с производительности 32 л/сек.

Технико-технологический паспорт на подготовку скважины и проведение ГИС в горизонтальных скважинах (далее технологический паспорт) необходим для проведения детального анализа аварии и причин ее возникновения. Технологический паспорт заполняется ответственным представителем Заказчика на каждое геофизическое исследование в горизонтальных скважинах. Начальник геофизической партии заполняет пункты о состоянии геофизической техники и оборудования и правильности технологии производства ГИС.

В течение шести дней с момента ликвидации аварии проводится совместный разбор аварии, ее причин с указанием виновной стороны и подписанием акта на аварию. При этом разрабатываются мероприятия предотвращающие возникновение подобных ситуаций.

Организационно-технические мероприятия по предотвращению аварий при геофизических исследованиях в горизонтальных скважинах.

Допускать к проведению спускоподъемных операций в горизонтальных скважинах только машинистов каротажного подъемника со стажем работы не менее 3-х лет.

Провести дополнительное обучение машинистов каротажного подъемника по проведению спуска и подъема кабеля синхронно с подъемом буринструмента.

Проводить анализ причин аварий совместно с представителями УБР с рассмотрением всех геофизических материалов.

Разработать совместно с управлением по бурению конструкцию быстросъемных хомутов для крепления геофизического кабеля к буровому инструменту выше разрезного переводника выходящему в открытый ствол.

Совместно с управлением по бурению доработать устройство, защищающее геофизический кабель в месте вывода кабеля из буринструмента.

Перед началом геофизических исследований проводить инструктаж работникам буровой бригады по специфике проведения спускоподъемных операций при ГИС в горизонтальных скважинах.

Запретить использование геофизического кабеля, имеющего сростки выше разрезного переводника.

Проводить записи аппаратурой ВИКИЗ и СРК на спуске с последующей повторной записью при подъеме.

9. Проводить испытания устьевое оборудование один раз в год с составлением акта.

10. При каждой перезаделке кабельного наконечника составлять акт, который подписывается машинистом и начальником партии.

Перечень обязательной документации по охране труда и ТБ для партий Федоровского УГР

Технический проект на выполняемый вид работ.

Положение об организации работы по охране труда и пожарной безопасности в тресте «Сургутнефтегеофизика».

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБНГП).

Утвержденные программы для обучения и инструктажа рабочих по охране труда.

Утвержденные инструкции по ОТ и ТБ для рабочих по профессиям и видам работ (согласно перечня).

Должностные инструкции на ИТР.

Журнал регистрации инструктажей по ОТ и ТБ на рабочем месте.

Журнал проверки состояний условий труда.

Инструкции по ОТ и ТБ по профессиям и видам работ для персонала промыслово-геофизических партий.

График проверки знаний по ОТ и ТБ рабочими и ИТР партии.

Удостоверения о проверке знаний ОТ и ТБ рабочим и ИТР партий с талонами предупреждения.

Удостоверения рабочим о профессиональном обучении (с четвертого и выше разрядов).

Журнал проверки изоляции токоведущих жил и сопротивления заземления потребителей электрического тока.

План мероприятий по предупреждению электротравматизма в промыслово-геофизических партиях.

Технические требования при наложении заземления к геофизическому оборудованию.

Положение о порядке расследования и учета несчастных случаев на производстве.

Свидетельство о допуске транспортного средства к перевозке опасного груза (РВ).

Маршрут перевозки опасного груза (РВ), согласованный с ГИБДД.

Свидетельство о допуске водителя к перевозке опасных грузов.

Санитарный паспорт на транспортное средство для транспортировки И.И.И..

7.2 Охрана недр и окружающей среды

В связи с большим объемом нефтегазодобычи в Западной Сибири весьма актуальны вопросы охраны недр и окружающей Среды. В данном разделе представлены мероприятия, проводимые с целью максимально возможного сохранения экосистемы в окрестностях Фёдоровского месторождения. Эти мероприятия можно условно подразделить на 2 группы:

1 - мероприятия по охране недр;

2 - мероприятия по охране окружающей Среды.

Охрана недр

Разработка месторождения ведется в соответствии с технологической схемой разработки Фёдоровского месторождения, в которой предусмотрены мероприятия по максимальному извлечению углеводородов из недр и предотвращению их безвозвратных потерь как в недрах, так и на поверхности.

Для достижения этой цели эксплуатация месторождения ведется через герметичные стволы и устья скважин. Контроль за качеством изоляции пластов осуществляется методами промысловой геофизики (акустический каротаж, термометрия) в каждой скважине независимо от ее назначения. С целью изоляции верхних водоносных горизонтов подъем цементного раствора за кондуктором проводится до устья.

Сбор нефти и газа осуществляется по герметизированной напорной системе с однотрубным сбором продукции и трехступенчатой сепарацией нефти. Попутный газ используется в качестве сырья Сургутским газоперерабатывающим заводом.

Борьба с коррозией промыслового оборудования в процессе эксплуатации месторождения ведется применением ингибиторов коррозии типа “Север-1”. Это существенно сокращает прорывы скважинных труб нефтепроводов и водоводов от агрессивного воздействия жидкости.

Применение новых химреагентов в буровых растворах существенно сокращает содержание нефти в них (до 50%). Утилизацию отработанного бурового раствора необходимо производить закачкой в ранее пробуренные скважины. При освоении скважин, капитальном и подземном ремонте буровой раствор откачивается в нефтесбросный коллектор или в специальные емкости с последующей откачкой в коллектор. Аварийно-осложненный фонд скважин ремонтируется своевременно согласно план-графика. Качество герметизации резьбовых соединений улучшается путем применения специальных герметизирующих резьбовых соединений.

Разработка Фёдоровского месторождения будет вестись рациональным методом поддержания пластового давления, что позволит повысить коэффициент нефтеотдачи и предотвратить усадку продуктивной и вышележащей геологической толщи пород.. Для нужд ППД проектируется использование подземных термальных вод апт-сеноманского водоносного комплекса и сточных вод (попутные и промышленные), которые являются коррозийноактивными, поэтому, для подавления их коррозийной активности в системе ППД будет применяться ингибитор коррозии ВФИКС-82.

Охрана окружающей Среды.

Проектирование, разработка и обустройство Фёдоровского месторождения ведутся в соответствии с земельным и водным законодательствами РФ и правилами санитарной охраны водоемов и водотоков.

Природоохранная деятельность на месторождении проводится инженерно-геологической службой НГДУ “Сургутнефть”, а контролируется отделом охраны окружающей среды АО “Сургутнефтегаз”, местными органами территориального бассейнового управления и Госгортехнадзора.

Основными источниками загрязнения окружающей среды при эксплуатации являются буровые работы, разлив нефти, сжигание жидких и газообразных углеводородов в атмосфере, слив подтоварных и попутных вод в водоемы района работ. Для минимизации ущерба от указанных факторов на окружающую среду предусмотрены конкретные мероприятия и средства.

Разбуривание месторождения ведется с кустовых площадок, что в несколько раз позволяет сократить число околоскважинных зон - основной источник загрязнения окружающей среды.

Перед началом работ на объектах проводится срезание плодородного слоя почвы, его хранение и рекультивация земель по окончании работ на кустах скважин. Вокруг объектов (ДНС, КНС, вахтовые поселки) сохраняется или вновь создается зеленая зона. Предусмотрена обваловка вокруг кустовых оснований, а также вокруг мерных емкостей, мест пересечения водных объектов нефтепроводами и водоводами сточных вод. На месторождении проведена паспортизация и ремонт обваловок факельных стояков, откачка нефти из этих обваловок. Произведена зачистка территории вокруг резервуаров и кустовых площадок. Движение транспорта на месторождении осуществляется только по проложенным дорогам и по специальным переездам через трубопроводы для предотвращения их прорывов.

С целью предупреждения нефтегазовых выбросов и открытого фонтанирования постоянно применяются противовыбросовые устройства. С целью предотвращения разлива нефти на поверхности сбор углеводородов осуществляется в герметизированную напорную систему с однотрубным сбором продукции скважин и трехступенчатого сепарирования нефти. Герметичность системы сбора и транспорта газожидкостных углеводородов должна поддерживаться и постоянно контролироваться опрессовкой и внешним осмотром. Сбор нефти и газа базируется на применении герметичных групповых установок типа “Спутник”.

Так как утилизация попутного газа обеспечивается не в полном объеме, то сжигание его в факелах, к сожалению, неизбежно. Очистка подфакельной площадки, ее обваловка и отсутствие сероводорода в попутном газе позволяет говорить о минимальном ущербе для окружающей среды от сжигания этой фракции углеводородов.

В целях поддержания благоприятного гидрогеологического режима, улучшения санитарного состояния и рационального использования водных ресурсов рек, проток, озер, находящихся в пределах Фёдоровского месторождения, в соответствии с постановлением Совета министров РФ № 91 от 17.03.89 г. установлены границы водоохранных зон которые нанесены на схему. Ширина водоохранной зоны для реки Тромъеган, главной водной артерии месторождения, составляет 3 км, для рек-притоков р. Тромъеган на расстоянии 10-11 км. Границы водоохранных зон учтены при подсчете запасов.

Ниже по течению р. Тромъеган расположено разрабатываемое Родниковое месторождение. Результаты промышленного освоения этого месторождения являются существенным фактором загрязнения реки. Фоновые показатели содержания загрязняющих веществ в реке Тромъеган выше и ниже Фёдоровского месторождения являются, таким образом точкой отсчета при определении степени воздействия процесса освоения на экологическую обстановку в водоемах месторождения.

Замеры фонового содержания загрязняющих веществ в воде реки Тромъеган выше Фёдоровского месторождения, проведенные в 1993 году, приведены в таблице ниже.

Содержание загрязняющих веществ в р. Тромъеган

Загрязнитель	Превышение ПДК	Содержание, мг/л
Нефтепродукты Хлориды Ионы железа, образованные, под воздействием естественных факторов	в 20 раз в 10 раз в 3 раза	0,62 35,00 до 1,65

Таким образом, состояние воды в реке Тромъеган является неудовлетворительным. Для ликвидации загрязнений и их последующего недопущения в районе Родникового месторождения, являющегося в настоящее время основным источником загрязнения реки Тромъеган, требуется провести специальные мероприятия.

При разбуривании и дальнейшей эксплуатации Фёдоровского месторождения необходимо продолжить соблюдение вышеперечисленных мероприятий и реализовать следующие:

- устья скважин оборудовать бетонными площадками;

- провести дренажные канавы и нефтеловушки по участкам месторождения с пониженным рельефом вблизи рек и озер;

- создать бригаду по уборке аварийных разливов нефти и снабдить ее соответствующим оборудованием, материалами и специальным транспортом;

- установить контроль за воздушной средой;

- перевести котельные, расположенные на Фёдоровского месторождении, с жидкого топлива на газ;

- для контроля за качеством природных вод на водотоках Фёдоровского месторождения необходимо запроектировать создание сети режимных наблюдений на реках Моховая и Ягмунягун и за подземными водами (в местах расположения водозаборных скважин);

- отбор проб воды и их лабораторный анализ должен производиться один раз в месяц, в случае аварийных ситуаций - с периодичностью, определенной совместно со службой охраны природы.

Глава 8. Технико-экономические показатели проектируемых работ

8.1 Характеристика предприятия

Предприятие, выполняющее весь объем геофизических работ на месторождении - трест “Сургутнефтегеофизика” (СНГФ). Находится предприятие в городе Сургуте Тюменской области, в ведении министерства топлива и энергетики. Входит в состав акционерного общества “Сургутнефтегаз”.

Предприятие выполняет следующие виды работ - промыслово-геофизические исследования в бурящихся и добывающих скважинах, прострелочные и взрывные работы в скважинах.

В состав треста входят пять управлений - Сургутское, Федоровское, Лянторское, Нижне-Сортымское и управление геологоразведочных работ, которые обслуживают соответствующие месторождения, а также экспедиция геолого-технологических исследований, экспедиция цифровой обработки материалов и цех по ремонту и обслуживанию аппаратуры.

8.2 Организация труда

Промыслово-геофизические исследования в горизонтальных скважинах с использованием АМАК “ОБЬ” осуществляются по заявочной системе и возглавляются начальником партии.

Численно-квалификационный состав исполнителей установлен на основе анализа организации и технологии производства.

Численно-квалификационный состав исполнителей.

Геофизическая партия.

Начальник - 1 человек;

Геофизик - 1 человек;

Моторист самоходной

каротажной станции, 4 разряд - 1 человек.

8.3 Расчет норм времени при работе

Нормы времени на геофизические исследования в скважинах при бурении с использованием нового аппаратурного оборудования разработаны Инженерно-экономическим внедренческим центром (ИЭВЦ) ОАО "Сургутнефтегаз" в 2006 году и предназначены для применения во всех структурных подразделениях ОАО "СНГ", где выполняются эти работы.

Нормы предназначены для нормирования труда рабочих и специалистов промыслово - геофизических партий и бригад основного производства, совместно выполняющих работы.

В основу разработки норм времени положены следующие материалы:

- технологические карты и методики на соответствующие виды исследований, техническое описание применяемой аппаратуры и оборудования;

- данные фотохронометражных наблюдений;

- результаты анализа организации труда работников, занятых на промыслово - геофизических исследованиях.

Нормы времени разработаны на принятый численно-квалификационный состав исполнителей в минутах на установленный измеритель работ по формуле:

Н вр = Т оп х ( 1 + а отл / 100 ), где

Н вр - норма времени на измеритель;

Т оп - оперативное время;

а отл - время на отдых и личные надобности ( в % от оперативного времени), предусмотрено в размере 8% и включает в себя перерывы в течение рабочего времени для поддержания нормальной трудоспособности, предупреждения переутомления и соблюдения личной гигиены.

Оперативное время на подготовительно-заключительные работы на скважине установлено по фотохронометражным наблюдениям, а на запись геофизическим прибором в скважине и на спускоподъемные операции без записи рассчитано по формуле:

Т оп = 60 х L / V, где

L - интервал записи или спуска - подъема, равный 100 метрам;

V - скорость (метров в час) при записи каротажной кривой или спускоподъемных операций без записи (установлена в соответствии с действующими стандартами, технологическими регламентами ОАО “Сургутнефтегаз”, методиками на проведение промыслово-геофизических исследований).

Время на спуск приборов в интервал записи и подъем после выполнения записи установлено на основе норм на спуск-подъем с учетом технологии работ (на кабеле, бурильных трубах).

Для удобства пользования по отдельным разделам подсчитаны итоговые нормы времени.

Настоящие нормы времени установлены для следующих организационно-технических условий:

геофизические исследования проводятся в крутонаправленных (более 55° или горизонтальных скважинах глубиной до 4000 м при температуре воздуха не ниже -5°С и не выше +35°С;

исследуемые скважины не имеют осложнений и расположены на участках, позволяющих производить расстановку каротажных станций на расстоянии не более 50 м;

геофизические партии обеспечены исправным комплектом приборов, аппаратуры, оборудования, транспортных средств, необходимыми для работы материалами, защитными приспособлениями и спецодеждой;

спуск и подъем скважинных приборов осуществляется в открытом стволе или в колонне при плотности бурового раствора до 1,5 г/см?, вязкости -до 60 сек.

Для работ, выполняемых в других условиях применяются поправочные коэффициенты согласно Межотраслевым нормам времени на геофизические исследования в скважинах, пробуренных на нефть и газ. М., ВНИИОЭНГ, 1996, раздел 4 «Нормативная часть» (часть 4.2, примечания; часть 4.3, примечания; часть 4.4, примечания; часть 4.5, примечания), кроме коэффициентов на угол наклона скважины.

Подготовительно-заключительные работы на базе геофизического подразделения, если разделами норм не предусмотрено иное, переезды геофизической партии нормируются по Межотраслевым нормам времени на геофизические исследования в скважинах, пробуренных на нефть и газ. Москва, 1996, раздел 4 «Нормативная часть» (часть 4.1,табл. 4.1, п.1; часть 4.6, табл. 4.6).

Настоящие нормы времени разработаны на подготовительно - заключительные работы на скважине и исследования в скважине.

В основу разработки норм времени положены следующие материалы:

регламент на проведение промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин комплексом АМАК «Обь» на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» (утвержден главным инженером ОАО «Сургутнефтегаз» 23.09.1999),в дальнейшем - регламент.

руководство пользователя «Технология производства геофизических работ аппаратурой АМАК «Обь», Тверь,1998г., ОАО НПЦ «Тверьгеофизика».

- Нормы времени на спуск, подъем бурильных и спуск обсадных труб на буровых установках БУ-2900/200 ЭПК-БМ и БУ-2900/175 ДЭП. Утверждены первым заместителем генерального директора ОАО «Сургутнефтегаз» 25.05.2000г., в дальнейшем - НВнаСПОвБС.



8.4 Расчет сметной стоимости при работе с комплексами АМАК "ОБЬ", АЛМАЗ-2, Горизонталь-1

Весь комплекс работ, проводимый геофизической партией состоит из последовательных этапов, входящих в технологический процесс проведения ГИС ( Приложение 3 ).

1. Зарплата работников партии определяется исходя из элементарных сметных норм (ЭСН) затрат труда на проведение геофизических исследованиях в скважинах в соответствии с технологическим процессом проведения ГИС и квалификацией исполнителей ( Приложение 10 ).

2. Дополнительная зарплата предусматривает компенсацию затрат на отпуска для ИТР и рабочих - 7,9 % (24 рабочих дня) от основной зарплаты исполнителей.

3. Отчисления на социальное страхование ( 40,2 % ) производится по нормативам, установленным в процентах от суммы основной и дополнительной зарплаты, которые устанавливаются законодательством.

4. Амортизация определена исходя из суммарной стоимости оборудования и аппаратуры и амортизационных отчислений (Приложение 8).

5. Износ. Расчет приведен в Приложении 5.

6. Материалы и топливо рассчитаны исходя из нормативов расхода материалов и ГСМ ( Приложения 4 и 6 ).

7. Накладные расходы. Норма накладных расходов взята в размере 19.8% по району работ производственной организации. Нормы накладных расходов разработаны в соответствии с «Основными положениями по разработке накладных расходов для геологоразведочных и нефтеразведочных организаций» (приказ Госкомгеологии РФ №75 от 11.10.1991г)

8. Плановые накопления. Норма плановых накоплений взята в размере 8% по району работ производственной организации согласно «Сборника единых районных расценок на геофизические исследования в скважинах, пробуренных на нефть и газ, и интерпретацию материалов ГИС», утвержденных постановлением Государственного строительного комитета СССР от 29 декабря 1990г.

9. Согласно производственного календаря на 2005 год продолжительность рабочего времени партии составляет 1998 час.

10. Согласно производственного календаря на 2005 год средняя продолжительность месяца составляет 167 час.

8.5 Сравнительный анализ сметной стоимости работ при производстве ГИС в горизонтальных скважинах по трем технологиям

Затраты на производство ГИС по технологиям раздельно суммируются со стоимостью, соответствующей данной технологии.

Стоимость затрат определена по стоимости 1-й скв./операции и предоставлена в приложении 14.

Заключение

В настоящий момент аппаратурно-методический автоматизированный комплекс «ОБЬ», АЛМАЗ-2, МГКР, АК-Г используется для проведения промежуточных и окончательных каротажей при бурении горизонтальных скважин на Федоровском месторождении. Комплекс имеет ряд недостатков такие как отказы блоков питания и расхождение данных по глубине с кабельным каротажем. Выявленные в процессе эксплуатации недостатки как аппаратурно-механические так и программные устраняются и служат основой для доработки и производства более совершенных модификаций. Несмотря на перечисленные недостатки технология проведения каротажа комплексом АМАК - «ОБЬ» обладает рядом несомненных преимуществ перед имеющимися технологиями. Такими как низкая аварийность работ по сравнению с кабельным вариантом проведения ГИС в скважине. Возможностью за одну спуско-подъемную операцию прописать все методы ГИС. Возможность расширения комплекса соответственно поставленным геологическим задачам, а так же применение на других месторождениях Западной Сибири. В дальнейшем предполагается внедрение нового автономного модуля электрического бокового зондирования. И использование данных технологий для проведения ГИС на Талаканском месторождении.

Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения

В дипломном проекте рассматриваются современные взгляды на состояние проблемы асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании Федоровского месторождения и возможные методы ее решения. В работе перечислены основные факторы, влияющие на формирование АСПО. Особое внимание уделено групповому химическому составу исходного сырья и взаимному влиянию отдельных высокомолекулярных компонентов нефти на структурообразование в нефтяной системе при низких температурах. Показано влияние структурно-группового состава нефти на механизм формирования, состав и свойства АСПО. Дан краткий перечень существующих методов предотвращения и удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования. Более подробно рассмотрены химические методы, связанные с применением различных присадок, реагентов и удалителей. Дана краткая характеристика основных классов химических веществ, используемых при решении проблемы предотвращения и удаления АСПО. Показано, что для выбора наиболее эффективных с химической точки зрения путей предотвращения и удаления отложений органических веществ необходимо получение адекватного представления о составе, свойствах и строении исходной нефти и образующихся отложений. Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения, факторы, влияющие на образование АСПО, химический состав нефти, механизм образования АСПО, методы борьбы с АСПО.

Развитие нефтяной промышленности России на современном этапе характеризуется снижением качества сырьевой базы. В общем балансе разрабатываемых месторождений преобладают месторождения, вступившие в позднюю стадию разработки и, как следствие, наблюдается значительное ухудшение их структуры, увеличение доли трудноизвлекаемых запасов нефти, обводнение пластов и продукции скважин. Так, при добыче парафинистых нефтей серьезной проблемой, вызывающей осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), формирование которых приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок [1]. Образование эмульсий при выходе из скважины вместе с сопутствующей пластовой водой усиливает осадкообразование [Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011, №1 http://www.ogbus.ru]. Как известно, борьба с АСПО в процессах добычи нефти ведется по двум направлениям: профилактика (или предотвращение) отложений; удаление уже сформировавшихся отложений. Выбор оптимальных способов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями и эффективность различных методов зависит от многих факторов, в частности, от способа добычи нефти, термобарического режима течения, состава и свойств добываемой продукции. Несмотря на большое разнообразие методов борьбы с АСПО, проблема еще далека от разрешения и остается одной из важнейших в отечественной нефтедобывающей отрасли. Факторы, влияющие на образование АСПО. На интенсивность образования АСПО в системе транспорта, сбора и подготовки нефти влияет ряд факторов, основными из которых являются [2, 3]:

- снижение давления в области забоя и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;

- интенсивное газовыделение;

- уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;

- изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных её компонентов;

- состав углеводородов в каждой фазе смеси;

- соотношение объёмов фаз (нефть-вода).

В призабойной зоне пласта (ПЗП) перечисленные факторы меняются непрерывно от периферии к центральной области в скважине, а в самой скважине - от забоя до устья, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными. Место выделения АСПО может находиться на различной глубине и зависит от режима работы скважины. Среди условий, способствующих образованию отложений, можно назвать снижение давления и температуры, а также разгазирование нефти. Известно, что растворяющая способность нефти по отношению к парафинам снижается с понижением температуры и дегазацией нефти. При этом преобладает температурный фактор [4]. Интенсивность теплоотдачи зависит от [Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011, №1 http://www.ogbus.ru] разницы температур жидкости и окружающих пород на определённой глубине, а также теплопроводности кольцевого пространства между подъёмными трубами и эксплуатационной колонной [5]. Практика добычи нефти на промыслах показывает, что основными участками накопления АСПО являются скважинные насосы, подъёмные колонны в скважинах, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов [6]. Наиболее интенсивно АСПО откладываются на внутренней поверхности подъёмных труб скважин. В выкидных линиях их образование усиливается в зимнее время, когда температура воздуха становится значительно ниже температуры газонефтяного потока [1]. С ростом скорости движения нефти интенсивность отложений вначале возрастает, что объясняют увеличением турбулизации потока и, следовательно, увеличением частоты образования и отрыва пузырьков от поверхности трубы, флотирующих взвешенные частицы парафина и асфальтосмолистых веществ [7]. Кроме того, движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем и можно объяснить резкое снижение отложений в интервале 0-50 м от устья, а также, имея большие скорости течения, он оказывается более стойким к охлаждению, что тоже замедляет процесс образования АСПО. Шероховатость стенок и наличие в системе твердых примесей способствуют также выделению из нефти парафина в твердую фазу [7]. Кроме указанных основных факторов на интенсивность парафинизации трубопроводов при транспортировании обводненной продукции скважин могут оказывать влияние обводненность продукции [8] и величина рН пластовых вод [4]. Причем влияние этих факторов неоднозначно и может быть различным для разных месторождений.

Влияние химического состава нефти на процесс образования АСПО

АСПО, образовавшиеся в разных скважинах отличаются друг от друга по химическому составу в зависимости от группового углеводородного состава нефтей, добываемых на этих скважинах. Но при всём возможном разнообразии составов для всех отложений установлено, что содержание в них асфальтосмолистой и парафиновой компоненты будут обратными: чем больше в АСПО доля асфальто - смолистых веществ, тем меньше будет содержаться парафинов, что в свою очередь определится их соотношением в нефти. Такая особенность обуславливается характером взаимного влияния парафинов, смол и асфальтенов, находящихся в нефти до момента их выделения в отложения [9]. Как показали экспериментальные и практические исследования, прежде чем парафин выделяется на поверхности скважинного оборудования, его кристаллы производят преобразование своих структур так, что, соединяясь между собой, организуют сплошную решётку подобно широкой ленте. В такой форме адгезионные свойства парафина усиливаются во много раз, и его способность «прилипать» к твёрдым поверхностям значительно интенсифицируется. Однако если нефть содержит достаточно большое количество асфальтенов (4-5 % и выше), сказывается их депрессорное действие. Асфальтены могут сами выступать зародышевыми центрами. Парафиновые молекулы участвуют в сокристаллизации с алкильными цепочками асфальтенов образуя точечную структуру.

То есть образование сплошной решётки не происходит. В результате такого процесса парафин перераспределяется между множеством мелких центров и выделение парафинов на поверхности существенно ослабляется. Смолы, в силу своего строения, напротив, способствуют созданию условий для формирования ленточных агрегатов парафиновых кристаллов и их прилипанию к поверхности и своим присутствием препятствуют воздействию асфальтенов на парафин, нейтрализуя их. Как и асфальтены, смолы влияют на величину температуры насыщения парафином нефти, однако характер этого влияния противоположный: с ростом их массового содержания в нефти температура насыщения возрастает (если, например, присутствие смол увеличить с 12 до 32 %, то температура насыщения повысится от 22 єC до 43 єC) [10]. Температура насыщения нефти парафином находится в прямой зависимости от массовой концентрации смол и в обратной от концентрации асфальтенов. Следовательно, процесс парафинообразования зависит от соотношения асфальтовых (А) и смолистых (С) соединений в составе нефти. С увеличением параметра А/С температура насыщения будет снижаться - ассоциаты асфальтенов в нефти менее стабилизированы из-за недостатка стабилизирующих компонентов (смол), что и приводит к уменьшению температуры насыщения, процесс кристаллизации парафинов таких нефтей подавляется ассоциатами, и отложение парафина не происходит; при небольших значениях А/С наоборот, температура насыщения возрастает - асфальтены не оказывают воздействия на парафинообразование, парафин свободно выделяется из нефти [4].

Механизм формирования АСПО

Под механизмом «парафинизации» понимается совокупность процессов, приводящих к накоплению твердой органической фазы на поверхности оборудования. При этом, образование отложений может происходить либо за счет сцепления с поверхностью уже готовых, образовавшихся в потоке частиц твердой фазы, либо за счет возникновения и роста кристаллов непосредственно на поверхности оборудования [11]. Вероятность закрепления частиц парафина на поверхности оборудования в условиях действующей скважины практически ничтожна - парафиновая частица может закрепиться на стенке оборудования, но при условии, что первоначально она застрянет на ней чисто механически [11]. При транспортировании нефти по трубопроводу протекают следующие процессы. Нефть поступает в трубопровод и контактирует с охлажденной металлической поверхностью. При этом возникает градиент температур, направленный перпендикулярно охлажденной поверхности к центру потока. За счет турбулизации потока температура нефти в объеме снижается. При этом параллельно протекают два процесса:

- выделение кристаллов н-алканов на холодной поверхности;

- кристаллизация н-алканов в объеме нефти.

Практически важным является не само по себе выделение парафинов, а отложение их на поверхности труб и оборудования по направлению теплопередачи [9]. Такие отложения формируются при соблюдении ряда условий: наличия в нефти высокомолекулярных углеводородов, в первую очередь метанового ряда; снижения температуры потока до значений, при которых происходит выпадение твердой фазы; наличия подложки с пониженной температурой, на которой кристаллизуются углеводороды и с которой они настолько прочно сцепляются, что возможность срыва отложений потоком при заданном технологическом режиме практически исключается. Исследованиями последних лет достоверно установлено, что прямой связи между содержанием парафина и интенсивностью его отложения нет [4]. Отсутствие такой связи обусловлено, прежде всего, существенным различием состава твердых углеводородов - «парафина», а именно, различием в соотношениях ароматических, нафтеновых и метановых соединений в высокомолекулярной части углеводородов, которое при стандартных методах исследования нефтей не определяется. Между тем, доказано, что именно различия в составе твердых углеводородов в основном и предопределяют особенности формирования парафиновых отложений. Чем выше содержание углеводородов с разветвленными структурами ароматических, нафтеновых и изоалкановых, тем менее прочными оказываются парафиновые отложения, поскольку такого типа соединения обладают повышенной способностью удерживать кристаллическими образованиями жидкую массу. Углеводороды метанового ряда - особенно высокомолекулярные парафины, наоборот, легко выделяются из раствора с образованием плотных структур. Ясно, что рыхлые и полужидкие кристаллические отложения сравнительно легко могут быть удалены естественным потоком жидкости в процессе эксплуатации скважин, не вызывая никаких осложнений, и, наоборот, плотные и прочные отложения, сформированные в основном из н-алканов, создают серьезные осложнения, на ликвидацию которых затрачивается много средств и труда [11].

Состав и свойства АСПО

АСПО не является простой смесью асфальтенов, смол и парафинов, а предcтавляют собой сложную структурированную систему с ярко выраженным ядром из асфальтенов и сорбционно-сольватным слоем из нефтяных смол (ССЕ). Асфальтосмолистые вещества (АСВ) представляют собой гетероциклические соединения сложного гибридного строения, в состав которых входят азот, сера, кислород и металлы (Fe, Mg, V, Ni, Ca, Ti, Mo, Cu, Cr и др.). До 98 % АСВ составляет ароматические и нафтеновые структуры [9, 12]. Каркас структуры молекул смол и асфальтенов образует углеводородный скелет, составляющий 70-90 % от общего веса молекул. В генетическом связанном ряду углеводороды-смолы-асфальтены наблюдается постепенная тенденция обеднения водородом и обогащения углеродом; возрастает доля ароматических элементов структуры, и повышается степень их конденсированности; снижается доля атомов углерода в периферийной части; повышается удельный вес атомов в центральном ядре молекул - полиядерной структуре с сильным преобладанием ароматических колец. Смолы и асфальтены различаются также по содержанию азота и кислорода. В смолах в основном концентрируется кислород, а в асфальтенах азот. В зависимости от природы нефти и содержания в ней твердых углеводородов, а также в зависимости от места отбора проб состав отложений включает [1, 13]: парафины - 9...77 %; смолы - 5...30 %; асфальтены - 0,5...70 %; связанную нефть до 60 %; механические примеси - 1...10 %; воду - от долей до нескольких процентов; серу - до 2 %. В зависимости от содержания органических составляющих АСПО предложено подразделять на три класса [14]:

1. асфальтеновый - П/(А+С) < 1;

2. парафиновый - П/(А+С) > 1;

3. смешанный - П/(А+С) ~ 1, где П, А и С - содержание (% масс.) парафинов, смол и асфальтенов, соответственно.

Обычно под термином «парафины» объединяют всю углеводородную часть отложений. Хотя в данной части и преобладают н-парафины (метановые углеводороды, или алканы с прямой цепью) [15], в меньшем количестве в ней содержатся нафтеновые (циклоалкановые) и ароматические углеводороды c длинными алкильными цепями [16, 17]. Структура парафиновых углеводородов микрокристаллическая, нафтены с длинными алкильными радикалами образуют макрокристаллическую структуру [18]. Смолы, входящие в состав АСПО, представлены прежде всего нейтральными смолами, выделенными с помощью силикагеля и хлороформа (четыреххлористым углеродом). Это полужидкие, иногда полутвердые темно-коричневого или черного цвета вещества. Относительная плотность смол от 0,99 до 1,08 г/см3. Молекулярная масса смол может достигать 1200 [19]. Они хорошо растворяются во всех нефтепродуктах и органических растворителях, за исключением этилового и метилового спиртов. В среднем смолы содержат до 15-17 % кислорода, серы, азота. С повышением молекулярной массы смол содержание кислорода, серы и азота снижается. Основой структуры молекул смол является плоская конденсированная поликарбоциклическая сетка, состоящая преимущественно из бензольных колец. В этой структурной сетке могут содержаться нафтеновые и гетероциклические кольца (пяти и шестичленные). Периферийная часть конденсированной системы смол АСПО замещена на углеводородные радикалы (алифатические, циклические и смешанные). Природа и количество этих заместителей сильно зависит от свойств нефти. Заместители могут включать функциональные группы (-ОН, -SH, -NH2, =СО и др.). При нагреве до 260-350 °С смолы начинают уплотняться и превращаются в асфальтены. С повышением концентрации в растворе смолы, с одной стороны, замедляют рост кристаллов, а с другой, - способствуют деформации поверхности кристаллов и возникновению на них новых центров кристаллизации. Степень проявления той или иной тенденции определяется природой смол и обуславливает соответствующую форму и размер кристаллов твердых углеводородов [20]. По современным представлениям асфальтены - это полициклические ароматические сильно конденсированные структуры с короткими алифатическими цепями в виде темно-бурых аморфных порошков. Плотность асфальтенов несколько больше единицы. В асфальтенах содержится (% масс.): 80...86 % углерода, 7...9 % водорода, до 9 % серы и кислорода, и до 1,5 % азота. Асфальтены не кристаллизуются и не могут быть разделены на индивидуальные компоненты или узкие фракции. При нагревании выше 300-400 єС они не плавятся, а разлагаются, образуя углерод и летучие продукты. Асфальтены являются наиболее тяжелыми и полярными компонентами нефти. Асфальтены очень склонны к ассоциации [21], их частицы полидисперсны и поэтому молекулярная масса в зависимости от метода определения может колебаться от 2000 до 4000 а.е.м. [19]. Асфальтены рассматриваются как продукты уплотнения смол. Частица асфальтенов представляет собой «мицеллу», ядро которой состоит из высокомолекулярных полициклических конденсированных соединений преимущественно ароматического характера, а адсорбционный слой образуют низкомолекулярные поверхностно-активные соединения, включающий смолы и нафтеновые кислоты, которые вместе с алифатическими компонентами нефти, образуют сольватную оболочку мицеллы [22].

Методы борьбы с АСПО

Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по двум направлениям. Во-первых, по предупреждению (замедлению) образования отложений. К таким мероприятиям относятся: применение гладких (защитных) покрытий; химические методы (смачивающие, модификаторы, депрессаторы, диспергаторы); физические методы (вибрационные, ультразвуковые, воздействие электрических и электромагнитных полей). Второе направление - удаление АСПО. Это тепловые методы (промывка горячей нефтью или водой в качестве теплоносителя, острый пар, электропечи, индукционные подогреватели, реагенты при взаимодействии с которыми протекают экзотермические реакции); механические методы (скребки, скребки-центраторы); химические (растворители и удалители) [2, 23]. Как показывает практика, наиболее эффективным является предупреждение отложения смолопарафиновых веществ, так как при этом достигается наиболее устойчивая и безаварийная работа нефтепромыслового оборудования, снижаются затраты на добычу и перекачку нефти. Существует несколько наиболее известных и активно применяемых в нефтедобывающей промышленности методов борьбы с АСПО, но многообразие условий разработки месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий.

Химические методы борьбы с АСПО

Одним из перспективных и выгодных способов борьбы с запарафиниванием скважин и трубопроводов является химический метод, так как он имеет высокую эффективность, технология проведения работ несложна, эффект действия реагентов имеет пролонгированный характер [4]. Химические методы базируются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений [24]. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела фаз: нефть-поверхность металла трубы, нефть-дисперсная фаза. В настоящее время ингибиторы АСПО условно разделяют на группы по предполагаемому механизму действия. В табл. 1 приведена современная классификация химических реагентов, предотвращающих отложения асфальто-смоло-парафиновых веществ [4].

Ингибирующие свойства проявляет весьма широкий набор соединений различной химической природы. Однако при всем их разнообразии можно выделить три общих признака. Во-первых, все они, даже присадки неполимерного типа, обладают довольно значительной молекулярной массой (в диапазоне 500-10000), которая в несколько раз больше молекулярной массы наиболее тяжелых н-алканов нефтепродуктов и нефтей, обусловливающих их низкотемпературные свойства. Во-вторых, макромолекула присадок, как правило, представляет собой сочетание полиметиленовой цепи с полярными группами. В-третьих, все вещества, даже неполимерного типа, полидисперсны по молекулярной массе и по составу. Иными словами, присадка не является индивидуальным веществом, а представляет собой смесь молекул различного состава и молекулярной массы [35].

В последнее время наметилась тенденция к разработке присадок комплексного действия, что достигается за счет создания композиции присадок с различным спектром действия. Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с:

- процессом разрушения устойчивых нефтяных эмульсий;

- защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии;

- защитой от солеотложений;

- процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока.

Удалители и растворители АСПО

Несмотря на возросшее число отечественных и зарубежных публикаций по химическим методам депарафинизации нефтепромыслового оборудования и призабойных зон скважин, прогнозных рекомендаций по применению определенных составов для удаления того или иного типа АСПО и универсального удалителя нет. Это объясняется в основном, различием в составах АСПО по месторождениям, их изменением, как по пути движения нефти, так и в процессе разработки месторождений; отсутствием теоретических разработок по взаимодействию твердых углеводородов и реагентов.

В настоящее время поиск удалителей и растворителей АСПО, как правило, проводится опытным путем. Многие предложенные составы подбирают лишь с учетом наличия сырья в нефтедобывающем регионе, причем выявляется общий эффект взаимодействия АСПО-удалитель, без определенного механизма его действия. Естественно, что такие составы нашли успешное применение лишь на отдельных месторождениях и не во всех технологических процессах удаления АСПО.

Анализ ассортимента удалителей и растворителей АСПО, который описан в отечественной и зарубежной литературе, показал, что все составы можно разделить на несколько классификационных групп [36]: индивидуальные органические растворители [37, 38]; растворители различных классов органических соединений природного характера [39, 40]; смесь одного или различных классов органических соединений производств нефтехимии и нефтепереработки [41]; органические смеси с добавками ПАВ [42-45]; удалители на водной основе и многокомпонентные смеси. Удалители последнего типа можно классифицировать как моющие смеси, так как их действие сводится в основном не к растворению составляющих АСПО, а к их диспергированию и отмыву. В состав моющих средств, как правило, входят различные оксиалкилированные продукты, щелочи, электролиты, спирты, кислоты и другие компоненты. Многие составы обладают рядом преимуществ перед удалителями органического характера. Они менее взрыво- и пожароопасны, более технологичны (при условии поставки их па промыслы в товарной форме),создают гидрофилизирующие пленки на твердых поверхностях [14].

Выводы

Проблема образования асфальтосмолопарафиновых отложений приобретает более серьезные масштабы в связи с переходом многих месторождений в позднюю стадию разработки. Приступая к ее решению надо руководствоваться общими подходами - прежде всего, выяснить причины данного явления.

Процесс образования АСПО определяется многими факторами, среди которых условия эксплуатации технологического оборудования при добыче, транспорте и хранении нефти (термобарические условия, динамические характеристики потока, обводненность продукции и др.), свойства самой нефти (физико-химические характеристики, групповой химический состав).

Особое значение в ряду факторов, определяющих склонность нефти к образованию АСПО, имеют высокомолекулярные компоненты нефти, а именно, их состав, строение, соотношение. Последнее определяет характер их взаимоотношений, поскольку при пониженных температурах нефть представляет собой дисперсную систему, в которой присутствуют структурные элементы, образованные высокомолекулярными компонентами. Воздействуя на характер взаимоотношений между парафинами, смолами и асфальтенами можно управлять структурообразованием в нефтяной системе.

Одним из приемов, позволяющих воздействовать на процесс структурообразования является введение в поток нефти присадок: депрессоров, модификаторов структуры, диспергаторов, ингибиторов парафиноотложений. Основными недостатками этих присадок являются их направленное действие на решение только одной проблемы (снижение температуры застывания, снижение вязкости) и часто высокая стоимость.

Тем не менее, известные к настоящему времени способы предотвращения образования АСПО в нефтяном оборудовании не позволяют полностью решить проблему и необходимость удаления отложений остается актуальной. Для выбора наиболее эффективных с химической точки зрения путей удаления отложений органических веществ необходимо получение адекватного представления о составе, свойствах и строении этих отложений.

.

Литература

1. Э. Е. Лукьянов АО "Геоэлектроника Сервис", Р. Т. Хаматдинов АО НПЦ "Тверьгеофизика", К. Н. Каюров фирма "Луч", г.Новосибирск, И. Ф. Попов трест "Сургутнефтегеофизика" ОАО "СНГ". Каротажник, выпуск 30, 1997г.

2. Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ. Методическое руководство / Ред. Эпов М.И., Антонов Ю.Н. Новосибирск: НИЦ ОИГГМ СО РАН, Издательство СО РАН, 2000, 122 стр.

3. ОАО НПЦ "Тверьгеофизика", ЗАО НПК "Геоэлектроника Сервис" Технология производства геофизических работ аппаратурой АМАК- “ОБЬ”. ТВЕРЬ, 2000г.

4. ОАО НПЦ "Тверьгеофизика" Руководство по первичной обработке геофизических данных АМАК-"ОБЬ". ТВЕРЬ, 2000г.

5. Е. Г. Нежданова, Е. В. Ошибков, Е. Г. Самсоненко АО СИАЛ. Автоматизированная система обработки и интерпретации данных ГИС нефтегазовых месторождений Западной Сибири. Каротажник, выпуск 30, 1997г.

6. Методические указания по проведению геофизических исследований поисково-разведочных нефтегазовых скважин в Западной Сибири и геологической интерпретации получаемых материалов. Калинин, изд. ВНИГИК, Главтюменьгеология, 1986. 111 с. Авторы: Абдухаликов Я.Н., Головацкая И.В., Ручкин А.В., Фоменко В.Г., Ахияров В.Х., Нелепченко О.М.

7. Отчет ГТП-2 треста «Сургутнефтегеофизика» по теме: «Петрофизическое обеспечение программного комплекса ГИС на ПВЭМ». Сургут, ОАО «Сургутнефтегаз», трест «Сургутнефтегеофизика», 1999. 294 с.

8. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М, «Недра», 1975. 344 с.

9. Латышова М.Г., Дьяконова Т.Ф., Цирульников В.П. Достоверность геофизической и геологической информации при подсчете запасов нефти и газа. М, «Недра», 1986. 128 с.

1. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. 653 с.

2. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1970. 192 с.

3. Каюмов М.Ш., Тронов В.П., Гуськов И.А., Липаев А.А. Учет особенностей образования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 2006. №3. С. 48-49.

4. Горошко С.А. Влияние ингибиторов парафиноотложений на эффективность транспорта газового конденсата месторождения “Прибрежное”. Автореферат дисссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук:.Краснодар, 2003.

5. Сорокин С.А., Хавкин С.А. Особенности физико-химического механизма образования АСПО в скважинах // Бурение и нефть. 2007. №10. С. 30-31.

6. Минеев Б.П., Болигатова О.В. Два вида парафина, выпадающего на подземном оборудовании скважин в процессе добычи нефти // Нефтепромысловое дело. 2004. №12. С. 41-43.

7. Сорокин А.В., Табакаева А.В. Влияние газосодержания нефти на формирование АСПО в подъемнике скважины // Бурение и нефть. 2009. №2. С. 25-26.

...