Проблемы освоения нефтегазовых месторождений западной Сибири (доклады и сообщения научно-технической конференции), страница 33

Температура насыщения уренгойской нефти парафином тесно связана с содержанием высокомолекулярных парафинов и, по расчетам, изменяется в диапазоне от 27,7 до 47,3 "С. Результаты наших измерений температуры насыщения пробы уренгойской нефти составили 33,5±0,6°С при массовом содержании парафинов 5,6%.

При эксплуатации нефтедобывающих скважин в НГДУ ПО Уренгойгазпром происходит интенсивное отложение парафинов, иногда и парафиногидратов, на поверхности лифтовой колонны. Нами из­мерена толщина, а также отобраны пробы при подъеме лифтовой колонны и проанализирован состав таких отложений на скважинах NN 6510 и 6272. Результаты этих измерений приведены в табл.1.

91

Таблица I

Состав отложений на различной глубине вдоль лифтовой колонны скважин

Измерения показывают, что на поверхности лифтовой колонны отложения формируются неравномерно. На скв. 6272 наибольшая толщина отложений 2-3 мм отмечается в интервале глубины 430-570 м, а на скв. 6510 отложения толщины 2-3 мм обнаруживаются на глубине 320 - 550 м и 4,5 - 6,0 мм - на глубине 750 - 920 м.

Температура плавления отложений является высокой и с глу­биной увеличивается до 80-93°С.

В составе отложений скв. 6272 массовое содержание н-парафинов меняется от 20-25 до 40%, которые в основном формируют прочные отложения на поверхности подземного оборудования скважин. В составе отложений на лифтовой колонне скв.6510 присутствуют асфальте-но-смолистые вещества. По содержанию нормальных парафинов состав отложений на этих скважинах мало отличается. Массовое содержание

92

смол в пробах отложений из скв. 6510 оказывается близким к со­держанию в нефти, а асфальтенов - намного выше, чем в нефти.

Борьба с такими отложениями требует больших материальных и трудовых затрат, повышает себестоимость нефти и снижает прибыль от се реализации. Снижение затрат на борьбу с ними возможно путем сокращения объема работ по применению дорогостоящих ме­ханических методов и термохимических обработок путем продления межочистного периода с использованием эффективных ингибиторов парафиноотложений.

В составе нефти, как правило, имеются природные ПАВ, ас-фальтены и смолы, способствующие предупреждению асфальтосмо-лопарафиновых отложений (АСПО). При высоком содержании этих компонентов в нефти АСПО вовсе не формируются, например, при добыче нефти на Арланском месторождении. При недостаточном их содержании возможно усиление их ингибирующего действия при­менением химических реагентов - растворителей асфальтенов и смол. Если природных ПАВ в составе нефти мало, например в случае с уренгойской нефтью, в состав химического реагента вводят ас-фальтенсодержащий компонент.