И.З. Денисламов, М.Д. Валеев, А.Э. Ишалина, Уфимский государственный нефтяной технический университет

Воздействие на асфальтосмолопарафиновые отложения органическими растворителями является сложным физико-химическим процессом, который сегодня не контролируется и не управляется в скважинных условиях персоналом нефтедобывающих предприятий. В статье рассмотрены основные условия и производственные операции, выполнение которых приведет к значительному повышению эффективности применения дорогостоящих реагентов. Основное внимание уделено выбору и обоснованию плотности растворителя в качестве информационного показателя при количественной диагностике отложений в колонне лифтовых труб и организации управляемого процесса удаления АСПО с наименьшими затратами.

Эксплуатационный фонд скважин, осложненных наличием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в насосном оборудовании и колонне лифтовых труб, составляет в большинстве нефтяных компаний от 15 до 30% всех добывающих скважин. На объектах добычи высоковязкой нефти наблюдается значительно большее количество скважин с АСПО, например, из 696 скважин ТПП «Лукойл-Ухтанефтегаз» 415 скважин (59%) осложнены такими отложениями [1]. Сужение проходного сечения колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) из-за наличия отложений существует и в системе нефтесбора по единому механизму – наличие температурного градиента от центра трубопровода к периферии определяет кристаллизацию парафиновых соединений и их адгезию к поверхности труб. Ввиду уникальности компонентного состава нефти по залежам и продуктивным пластам асфальтосмолопарафиновые вещества (АСПВ) в отложениях отличаются по содержанию асфальтенов, смол и парафинов [2, 3, 4]. Этим объясняется малая эффективность ингибиторов парафинообразования при их применении на объектах нефтедобычи – невозможно создать универсальный реагент при столь широком многообразии нефти по содержанию тяжелых компонентов [2, 4].

.....

Полную версию статьи можно скачать здесь.