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. ............