Виды асфальто-смоло-парафиновых отложений, механизм образования, способы предупреждения и удаления

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Виды АСПО, механизм образования, способы предупреждения и удаления

1. Механизмы образования асфальто-смоло-парафиновых отложений на поверхности нефтепромыслового оборудования

В практике эксплуатации скважин встречаются с различными осложнениями, обусловленными отложениями парафина, выносом песка и образованием песчаных пробок, отложением минеральных солей на забое скважины, в подъёмных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д.

Как показано выше наибольший процент отказов оборудования вызывается отложением асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ).

Асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО) образованы в основном парафинами, смолами и асфальтенами, которые в условиях пласта коллоидно растворены в нефти.

В группу парафинов входят твёрдые углеводороды от С17Н36 до С71Н144. Плотность парафина в твёрдом состоянии колеблется в пределах от 865 до 940 кг/м3. Чистые парафины - белые кристаллические вещества, которые при определённых термодинамических условиях переходят в жидкое состояние. Смолы представляют собой полициклические соединения, молекулы которых, кроме углерода и водорода, содержат атомы кислорода, серы, азота. В нефти такие соединения обладают коллоидными свойствами и оказывают влияние на начало кристаллизации и рост кристаллов парафина. Так, при концентрации смол 4% температура застывания нефти понижается на 2 С0.

Асфальтены имеют большую молекулярную массу, коллоидную или твёрдую консистенцию. Как ПАВ асфальтены в 8 раз активнее смол. Эффективная концентрация асфальтенов, влияющих на кристаллизацию парафина, составляет 0.5%.

Наличие в нефти частиц песка, глины и других механических примесей способствует упрочнению АСПО, зачастую выступая центрами кристаллизации парафина.

Вода, содержащаяся в нефти в растворённом состоянии, понижает растворимость парафина и повышает температуру начала его осаждения. Присутствие в нефти нерастворённой воды (в виде тонкой эмульсии) оказывает на парафин действие, аналогичное механической примеси, а также повышает вязкость нефти. В условиях инверсии фаз (при содержании в нефти около 60% воды), когда вода становится сплошной фазой, она становится по отношению к АСПО отмывающим агентом.

Состав АСПО зависит в определённой степени от свойств и состава исходной нефти, а также от места отложения по пути движения нефти. В пределах одного нефтедобывающего региона и даже отдельного месторождения состав АСПО меняется в широких пределах. Нефти многих месторождений могут содержать в своём составе от следов до 30% и более смоло-парафиновых веществ. Количество растворённого парафина в нефти бывает различно. В зависимости от содержания парафина нефти разделяются на парафинистые (более 2% парафина), слабопарафинистые (от 1 до 2% парафина) и беспарафинистые (менее 1% парафина). Точное знание состава АСПО имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними, в частности для использования методов. В зависимости от состава АСПО подразделяются на типы и виды.

АСПО растворяются в нефти при температуре выше температуры их плавления, а при низкой температуре выпадают из нефти. При температуре ниже 10С происходит полное выпадение парафина из нефти.

Растворимость парафина зависит от температуры плавления парафина, теплоты растворения и температуры среды. Первые два фактора практически постоянные величины. Переменной, т.е. определяющей растворимость парафина величиной, является температура нефти. Понижение температуры нефти при движении её вверх по лифту скважины зависит от теплоотдачи через стенки труб.

Таблица 1. Разделение АСПО на типы и виды

Тип АСПО	Подтип АСПО (вид)	Отношение содержания парафинов (П) к сумме смол (С) и асфальтенов (А) П / (С+А)	Содержание механических примесей, %
Асфальтеновый (А)	А1 А2 А3	< 0.9 < 0.9 < 0.9	< 0.2 0.2-0.5 > 0.5
Смешанный (С)	С1 С2 С3	0.9 - 1.1 0.9 - 1.1 0.9 - 1.1	< 0.2 0.2 - 0.5 > 0.5
Парафиновый (П)	П1 П2 П3	> 1.1 > 1.1 > 1.1	< 0.2 0.2 - 0.5 > 0.5

Последние являются важным фактором в механизме формирования центров выпадения парафина, так как на их поверхности происходит переохлаждение нефти. В связи с тем, что теплоизоляция лифтовых труб практически не осуществляется, понижение температуры нефти при её подъёме и выпадение твёрдой фазы неизбежны и уже при незначительном понижении температуры относительно температуры плавления резко снижается растворимость.

На кристаллизацию парафина из нефти оказывает влияние понижение пластового давления. Разгазирование, приводящее к снижению содержания лёгких фракций с одновременным понижение температуры приводит к перенасыщенности нефти парафином, что ускоряет образование центров кристаллизации, рост и агломерацию кристаллов.

В кристаллическом состоянии алкановые (парафиновые) углеводороды обладают полиморфностью (переходят из гексагональной структуры в ромбическую), определяемой как молекулярной массой, так и температурой застывания. Температура перехода парафина из гексагональной формы в ромбическую 30…33С, что соответствует температуре кристаллизации парафиновых углеводородов в нефти. Парафины гексагональной формы отличаются мягкой, пластичной консистенцией, что способствует слипанию кристаллов. С переходом в ромбическую форму кристаллы парафина становятся твёрдыми и хрупкими.

Молекулярное взаимодействие смол, асфальтенов и парафина при переходе их из жидкого состояния в твёрдое приводит к образованию сложной аморфно-кристаллической структуры твёрдых углеводородов в нефти.

Добываемая нефть является многофазной системой и содержит газ, жидкость (нефть-воду) и твёрдую фазу (парафин). Периодическое воздействие отдельных фаз на стенки оборудования (например, в затрубье скважин) приводит к интенсивному отложению парафина, что обусловлено местным перенасыщением нефти.

Отложения парафина в призабойной зоне связано с разгазированием нефти, а в местах застоя или емкостях- с отстоем дисперсной фазы.

По высоте лифта и сечению труб происходит относительное разделение АСПВ, так что с удалением от забоя и стенок труб содержание асфальтенов и смол преимущественно уменьшается, а парафина - увеличивается.

Находящиеся в нефти асфальто-смоло-парафиновые вещества могут выпадать в призабойной зоне пласта, на различных участках внутрискважинного и наземного оборудования, а также в коммуникациях. Толщина отложений и содержание в них парафина увеличивается по мере приближения к устью скважины. Это происходит по следующей причине. Пока в пласте и далее по лифту давление будет падать от первоначального Рпл. до давления насыщения Рнас. смесь углеводородов будет находиться в однофазном жидком состоянии. Как только в лифте давление станет ниже Рнас. начнётся процесс выделения газа. Дальнейшее снижение давления приведёт к увеличению объёма газовой фазы и созданию критических условий, при которых начнут выделяться и твёрдые углеводороды (парафины), объём которых будет непрерывно возрастать от точки (Р, Т) кр. до максимума у устья. Количество АСПО по мере приближения к устью скважины будет также возрастать за счёт более интенсивного перехода его в твёрдую фазу из жидкой и за счёт привноса его на оболочках газовых пузырьков из нижних слоёв движущейся нефти, где он выкристаллизовался. Это происходит благодаря наличию относительного движения газа, который движется быстрее, чем жидкость. Точки начала выделения газа (Рнас.) а начала выделения твёрдой фазы - парафина - (Р, Т) кр. могут находиться на различной глубине в зависимости от технологического режима работы скважины (от Рзаб и Рустья). Снижение Рзаб и Руст приводит к началу образования газовой фазы в более низких точках НКТ. При этом увеличится длина участка подъёмных труб, на котором будет располагаться АСПО. Известно, что АСПО откладываются неравномерно по всей длине НКТ, увеличиваясь от места начала кристаллизации вверх. Кроме того, температура плавления отлагающегося парафина уменьшается снизу вверх, т.е. в нижней части выпадают кристаллы более тугоплавких парафинов, а в верхней - менее термостойкие парафины, что необходимо учитывать при проведении технологических обработок.

Таким образом, наиболее вероятными местами отложения АСП являются следующие участки нефтепромыслового оборудования:

Насосно-компрессорные трубы

Интенсивность отложения парафина в подъёмных трубах зависит от следующих факторов.

Шероховатость стенок труб, способствующая выделению газа из нефти и её охлаждению. В результате растворимость парафина в нефти ухудшается и скорость образования отложений увеличивается. Однако увеличение скорости потока газожидкостной смеси может несколько замедлить рост парафиновых отложений.

Растворяющая способность нефти по отношению к АСПО. Установлено, что в тяжёлых нефтях растворимость АСПО снижается. Поэтому интенсивность отложения АСПО в таких нефтях повышается.

Концентрация АСПО в нефти. Чем выше эта величина, тем интенсивнее откладывается на стенках труб парафин.

Температура кристаллизации парафинов.

Наличие мехпримесей. Интенсивность образования кристаллов парафина в нефти увеличивается, если в жидкости имеются механические примеси, которые являются центрами кристаллизации.

Темп снижения давления в потоке нефти. Чем больше перепад давления, тем интенсивнее происходит выделение газа из нефти, способствующее понижению температуры нефтегазового потока. Скорость нефтегазового потока. Установлено, что чем ниже скорость потока, тем больше толщина отложения АСПО.

Наличие в нефти воды. Поверхность металла лучше смачивается водой, чем нефтью. Поэтому между основным потоком, содержащим парафины, и поверхностью подъёмных труб образуются тонкие гидратные слои, препятствующие отложению АСП.

Штуцеры и клапаны

Выкидные линии

Призабойныя зона скважины

Сепараторы

Эксплуатационные насосы

Хвостовики с щелевидными отверстиями

Насосные штанги

Днища резервуаров

2. Способы борьбы с АСПО

В общем виде воздействие на АСПО проводят либо для предотвращения их выпадения, либо для уничтожения (удаления из системы, растворения). Все методы борьбы с АСПО делятся на 4 группы:

механическое удаление АСПО с поверхности труб и оборудования (механические скребки);

нанесение защитных покрытий на поверхностях;

тепловая обработка продукции скважин;

электромагнитный;

химическая обработка продукции скважин.

В фонтанных скважинах парафин удаляется периодически при помощи скребков, спускаемых на проволоке через сальник в скважину.

Более совершенным механическим способом очистки фонтанных труб от парафина является летающий скребок УфНИИ, для работы которого используется естественная энергия фонтана.

Летающие скребки используются в фонтанных скважинах и скважинах, оборудованных электропогружными насосами.

Широкое распространение летающих скребков ограничивается пока технологическим режимом работы скважин и главным образом их дебитом. Как показал промысловый опыт, летающий скребок работает достаточно устойчиво при дебитах более 50 т / сутки.

В насосных скважинах наибольшее распространение получили методы очистки подъемных труб от парафина при помощи пластинчатых скребков, укрепляемых на штангах, в комбинации со штанговращателями.

Однако этот способ имеет существенные недостатки. При применении пластинчатых скребков увеличивается вес колонны штанг, в отдельных случаях это приводит к авариям в результате отрыва и поломки скребков, осложняет спуско-подъемные работы; вместе с тем применение их не исключает возможности осаждения парафина на самих скребках и штангах.

В настоящее время испытывается новый механизм для чистки парафина в насосных скважинах, так называемый шагающий скребок, перемещающийся по колонне штанг в процессе их движения. [4]

В последнее время на наших промыслах наряду с усовершенствованием, применяющихся способов борьбы с отложениями парафина ведутся работы по изысканию новых методов, предотвращающих выпадение парафина и отложение его на стенках труб.

Исследованиями, проведенными УфНИИ, было установлено, что интенсивность отложения парафина значительно снижается в трубах, которые имеют гладкую поверхность. Для придания гладкой поверхности были применены лакокрасочные покрытия.

Испытания подтвердили, что на гладкой поверхности, создаваемой перхлорвиниловыми покрытиями, парафин не отлагается. На фонтанной скважине Туймазанефти была смонтирована манифольдная линия, внутренняя поверхность которой имела лакокрасочное покрытие на основе перхлорвинилового лака. Почти целый год продукция этой скважины поступала в окрашенный манифольд без пропарки, тогда как раньше для поддержания нормальной работы манифольд систематически пропаривали по 2-4 раза в месяц.

Лакокрасочные покрытия наносили на специальной установке по технологии, разработанной УфНИИ совместно с ленинградским отделением Всесоюзной конторы «Лакокраспокрытие». В качестве лакокрасочного материала, применявшегося для нанесения на внутреннюю поверхность манифольда, использовали бакелитовый лак.

В течение года были окрашены и подвергнуты промысловому испытанию манифольды на 15 фонтанных и оборудованных погружными электронасосами скважинах Туймазанефти.

В результате осмотров, проведенных через 0,5-2,5 и 3,5 месяца после установки манифольдов, было обнаружено, что на покрытой лакокрасочным материалом поверхности манифольда отложений парафина практически не имеется. Исключение составляют манифолъды, установленные на скв. 716 и 830. Сложная конфигурация манифольда скв. 716 не позволила нанести доброкачественное покрытие, что в дальнейшем, по-видимому, явилось причиной отложения в нем парафина. [4]

На месторождениях п-ова Мангышлак получили широкое распространение методы снижения и предотвращения асфальто-смоло-парафиноотложений (АСПО): ингибирование продукции скважин и эмалирование поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ). Ингибиторы и НКТ с бакелито-эпокcидным покрытием (БЭП) внедрены почти на всех скважинах, а эмалированные трубы на 20<%, фонда скважин месторождения Узень.

Длительное (более 4-5-лет) применение указанных методов позволило сделать сравнительный анализ их эффективности и выявить дальнейшие перспективы использования.

Оценивая защитные свойства БЭП, следует обратить внимание на некоторые его отличительные особенности. Органические покрытия, в том числе БЭП, отличаются гладкой блестящей поверхностью. На такой поверхности резко сокращается интенсивность отложений АСПО. Способ получения БЭП на НКТ технологически более прост в отличие от стеклоэмалевого покрытия и для формирования покрытия не требуется высокой температуры. Однако у БЭП имеются и серьезные недостатки. При длительности воздействия (3-4 мес) на покрытие коррозионной среды в результате диффузии агрессивная среда проникает через него к поверхности металла и начинает его разрушать. Процесс диффузии сопровождается физической сорбцией (набухание БЭП) и хемосорбцией (химическая реакция между БЭП и средой). В результате коррозии изменяются физико-механические свойства БЭП. Набухание приводит к их размягчению, потере прочности и постепенному разрушению, а химические реакции - к деструкции (распаду полимерных молекул и выделению образующихся при этом продуктов). При этом уменьшается пластичность БЭП и происходит его растрескивание и механическое разрушение. При эксплуатации НКТ с растрескавшимся БЭП на поврежденном покрытии начинают откладываться АСПО.

Для очистки АСПО на промыслах применяют обработку лифтовых труб горячей водой. Известно, что почти у всех полимерных материалов, в том числе и БЭП, уже при температуре 600С резко снижается механическая прочность. Вследствие этого при профилактической обработке, а также из-за малой адгезии БЭП к металлу бакелито-эпоксидное покрытие скалывается с поверхности труб небольшими участками. Эксплуатация таких НКТ в дальнейшем не отличается от эксплуатации труб без защитных покрытий, и на них откладываются АСПО. Стеклоэмалевое покрытие в отличие от БЭП обладает благоприятным сочетанием целого ряда свойств. Это и высокая прочность самого покрытия и прочность сцепления с металлом, покрытие стойко в агрессивных средах при высоких температурах и давлениях, обладает высокой твердостью и износостойкостью, срок службы стеклоэмалевого покрытия десятки лет. Преимущества стеклеэмалевого покрытия НКТ по сравнению с бакелито-эдокоидным выявлены при их эксплуатации. Статистическая обработка технологических параметров работы скважин позволила установить значительные преимущества использования стеклоэмали.

Необходимо отметить, что нестабильность свойств БЭП с течением времени из-за его деструкции является основной причиной сокращения возможности его применения в дальнейшем, так как восстановление покрытия после 3-4 мес его эксплуатации едва ли возможно в промысловых условиях.

На первый взгляд преимущества ингибиторов парафиноотложений неоспоримы. Их можно использовать при существующей технологии добычи, и сбора нефти, они не требуют больших капитальных вложений.

Однако эффективность внедрения ингибиторов определяется рядом существенных обстоятельств. Она зависит, во-первых, от наличия в достаточном количестве эффективно действующих технологичных реагентов.

Bo-вторых, из-за отсутствия надежных методов контроля действия ингибитора и его наличия в скважине, что не позволяет объективно выявить эффективность его воздействия. В-третьих, применение ингибиторов связано с созданием техники для их ввода в скважины - дозировочных установок и устройств, приборов контроля за скоростью отложений АСПО, что, конечно, приводит к значительным первоначальным затратам. И последнее, самое важное - влияние ингибиторов связано с их постоянным вводом в скважину, что требует непрерывных затрат.

В отличие от ингибиторов эмалированные трубы - капиталоемкий способ защиты. Окупаемость капитальных вложений - 2,5 года. Доминирующая часть экономии обеспечивается за счет увеличения дебитов скважин, обусловленных резким снижением АСПО в НКТ и улучшением гидродинамических характеристик трубопроводов. По мере расширения масштабов внедрения эмалированных НКТ удельные затраты на их производство уменьшаются, что приводит к повышению экономического эффекта. [6]

Методы теплового воздействия для очистки труб от парафина получили широкое применение. Тепловое воздействие осуществляется в виде прокачки горячей жидкости (нефти), нагнетания в скважину пара и электродепарафинизации, т.е. применения электрических печей.

а) При депарафинизации прокачкой нефти в скважину в качестве теплоносителя закачивают подогретую нефть. Имеется специальный агрегат АДП для нагрева и нагнетания нефти или других рабочих агентов. Прокачивать горячую нефть можно по кольцевой системе, т.е. в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, и по центральной системе, т.е. непосредственно в подъёмные трубы.

Преимущество кольцевой системы состоит в том, что депарафинизацию можно производить без остановки работы скважины; для этого в затрубное пространство подаётся такое количество подогретой нефти, которое не нарушало бы фонтанирования скважины.

При центральной системе, т.е. при закачке горячей нефти в подъёмные трубы, более эффективно используется тепло закачиваемой в скважину подогретой нефти, которое затрачивается непосредственно на расплавление отложившегося на трубах парафина. При этой системе достаточно, чтобы температура подогретой нефти на устье скважины была 50 -70 0С. Однако недостатком этого способа является необходимость остановки скважины при его применении.

Агрегат АДПМ-12/150У1

Агрегат АДП предназначен для депарафинизации скважин горячей нефтью и представлен на рис. 3.4. Агрегат, смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-255Б1А, включает в себя нагреватель нефти, нагревательный насос, системы топливо- и воздухоподачи к нагревателю, систему автоматики и КИП, технологические и вспомогательные трубопроводы.

Привод механизмов агрегата - от двигателя автомобиля через трансмиссию. Управление работой агрегата - из кабины водителя автомобиля, где размещены основные контрольно-измерительные приборы и элементы управления.

Нефть под давлением поступает в нагреватель нефти, в котором она нагревается до необходимой температуры. Горячая нефть, подвозимая в автоцистернах, засасывается насосом агрегата и прокачивается в скважину, где расплавляет и растворяет отложения парафина и выносит их в промысловую систему сбора нефти.

б) Депарафинизация подъёмных труб нагнетанием пара также получила промышленное применение. В качестве генератора пара пользуются паровой передвижной установкой ППУ, состоящей из прямоточного котла рабочим давлением 50 атм (максимально 75 атм), производительностью 1000 кг пара в час с необходимым вспомогательным оборудованием, установленным на автомашине или на санях.

Депарафинизация этим способом осуществляется следующим образом. Получаемый от паровой установки пар подаётся в затрубное пространство скважины и выходит через подъёмные трубы, обогревая их. Расплавленный парафин выносится на поверхность фонтанной струёй нефти.

В настоящее время этот способ в основном применяют для депарафинизации выкидных линий, используя одну или несколько ППУ (в зависимости от длины линии). Для депарафинизации же фонтанных скважин его почти не применяют.

Промысловая паровая передвижная установка ППУ-1600/100

ППУ используется для депарафинизации подземного и наземного оборудования скважин, а также для подогрева трубопроводов и другого нефтепромыслового оборудования и представлена на рис. 3.6. Оборудование установки смонтировано на монтажной раме, установленной на шасси автомобиля КрАЗ-250 или КрАЗ-260.

Установка состоит из парогенератора, цистерны для воды, питательного и топливного насосов, вентилятора высокого давления, привода, кузова, укрытия для цистерны, ёмкости для топлива, приборов КИП и А и магистральных трубопроводов.

Парогенератор представляет собой вертикальный прямоточный змеевиковый котёл; предназначен для превращения воды в пар за счёт теплоты, выделенной при сжигании дизельного топлива в топочном устройстве.

Управление рабочим процессом и контроль за работой установки осуществляют из кабины автомобиля.

Возникающие при добыче и транспорте высокопарафинистых нефтей осложнения, связанные с образованием асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) на стенках трубопроводов и технологического оборудования, приводят к появлению аварийных ситуаций, простаиванию скважин, ухудшению работы технологического оборудования в целом.

Среди средств предотвращения АСПО наиболее перспективными представляются магнитные на постоянных магнитах и гидравлические, как не требующие затрат на свою работу ни электроэнергии, ни химреагентов, ни привлечения дополнительного персонала для обслуживания скважин. Поэтому НПФ «Технологические системы» разработала и с 1994 г. проводит испытания депарафинизаторов серии МОЖ на постоянных магнитах, в которых реализованы одновременно как наиболее эффективная магнитная, так и гидравлическая обработки жидкости. Для создания конструкции была проведена большая исследовательская работа по изучению физико-химических изменений модельных и реальных жидкостей.

В устройствах этой серии авторы реализовали один из механизмов защиты трубопроводов от отложений, состоящий в воздействии на движущийся поток жидкости специально сформированными магнитными полями и, как следствие, кратном увеличении в объеме движущейся жидкости коллоидных высокоактивных частиц, ассоциированных с газовыми микропузырьками - центров кристаллизации АСПО в момент начала выпадения веществ из растворенной фазы. Действие МОЖ направлено на активацию микропримесей и теоретически обеспечивает работоспособность устройств при обводненности продукции, начиная от следов и до 95%.

За время эксплуатации устройств с 1994 г. был приобретен практический опыт применения депарафинизаторов различных типов, что позволяет давать обоснованные рекомендации по технологии работы с устройствами данного типа.

Прежде всего, было установлено, что установка устройств на требуемой глубине в достаточно хорошо очищенные от отложений парафина НКТ дает возможность сразу отказаться от очистных операций, что и наблюдалось при внедрении на месторождениях Республики Коми, разрабатываемых ЗАО «Северная нефть».

В случае, когда после очистки НКТ механическим способом часть парафина все же остается на стенках, в первые несколько дней после установки МОЖ наблюдался волнообразный вынос парафинов в результате размывания отложений, что было зарегистрировано по характеру подъема скребка и режиму работы скважины. Наиболее простой вариант установки МОЖ - совместно со скребком на проволоке, что резко упрощает технологическую операцию.

Например:

1. В скв. 409 (Южный Баган) магнитное устройство для обработки жидкости - МОЖ-60 было спущено 04.11.94 г. на глубину 1147 м. До установки магнитного устройства спуск скребка производился через двое суток. Скважина эксплуатируется с ЭЦН-50х1700. Режим эксплуатации скважины - 8 ч работы, 16 ч простоя на притоке, дебит - 11…13 м3/сут., нефть практически безводная - содержание воды - 2%, газовый фактор 13,0 м3/т.

В течение 1995 г. в скважину ни разу не спускали скребок для очистки внутренней полости НКТ. Через 15 мес. работы скважина была выведена в ремонт. При осмотре НКТ во время подъема ЭЦН обнаружили, что стенки НКТ выше установки МОЖ чистые, но ниже есть парафин до глубины 1500 м. Это свидетельствует о том, что геолого-технические условия работы скважины и образования АСПО за 15 мес изменились.

В скв. 31 и 101 (месторождение Северный Баган) до установки МОЖ межочистной период составлял 1…2 сут. Приборы МОЖ были установлены 05.11.95 г. Скважины высокодебитные, фонтанные с дебитами 180 и 150 м 3 нефти в сутки. Содержание воды - до 1%, Прибор МОЖ был подвешен совместно со скребком на проволоке. Контрольные подъемы с целью отслеживания динамики развития АСПО первоначально проводились через 1…2 сут, за два месяца интервал между контрольными подъемами доведен до 30…60 сут. Отложения АСПО не выявлены до настоящего времени.

Проведенные работы позволили в итоге 50% рабочего фонда скважин ЗАО «Северная нефть» оборудовать депарафинизаторами серии МОЖ, подвешивая их совместно со скребком и устанавливая в компоновке НКТ на расчетные глубины. Экономический эффект от внедрения составляет примерно 18,5 тыс. дол. США на скважину, а от установки МОЖ в шлейфовую линию - 56 тыс.

Наиболее характерным примером применения депарафинизатора может быть опытно-промышленное внедрение МОЖ-42Э на Логовском месторождении Пермской области (которое разрабатывает СП «Пермьтекс») для сверхтяжелых условий борьбы с отложениями, когда очистные операции проводились несколько раз в сутки.

2. Депарафинизатор МОЖ-42Э со скребком был спущен в скв. 142 Логовского месторождения 21.06.96 г. на глубину 850 м. Скважина эксплуатирует залежь нефти карбонатных отложений башкирского яруса, насос ЭЦН-50х1700, режим работы скважины периодический, 12 ч/сут. Дебит по жидкости 42 м3/сут, обводненность до 15%. Массовое содержание парафина - 3,95%, смол - 8,32%, асфальтенов - 0,72%, пластовая температура - 21°С, газовый фактор - 51 м3/ т. До применения МОЖ депарафинизация осуществлялась спуском скребков три раза в сутки. В течение первых дней после спуска МОЖ визуально изменился характер отложений АСПО - они стали более текучими, в дальнейшем скребок и МОЖ стали выходить чистыми. Периодичность контрольного подъема скребка в течение 3 мес была доведена с трех раз в сутки до одного раза в неделю, т.е. контрольный межочистной период был увеличен более чем в 20 раз! Работа по внедрению магнитных депарафинизаторов продолжается. Ориентировочный годовой экономический эффект составил 2852 дол. США, скважина при сроке окупаемости 7,6 мес для малодебитных скважин Логовского месторождения.

Выводы:

1. Депарафинизаторы серии МОЖ способны эффективно защищать от отложений АСПО как НКТ в скважинах, так и трубопроводы выкидных линий при работе в зимний период в условиях Крайнего Севера.

2. В фонтанные скважины и скважины, работающие с ЭПУ, Депарафинизаторы МОЖ-42Э удобнее спускать на скребковой проволоке для обеспечения возможности их подъема перед исследованиями.

3. В скважинах механизированного фонда (ЭЦНиШГН) МОЖ целесообразно включать в компоновку колонны НКТ и штанг при ПPC или КРС, используя специальный переводник.

4. Срок окупаемости устройств МОЖ, особенно в случае, когда скважины требуют частых (с периодичностью несколько суток и менее) обработок, составляет около 1 мес. Для малодебитных скважин срок окупаемости может составить 6…7 мес. [7]

Использование химических реагентов для борьбы с АСПО во многих случаях совмещаются с: процессом разрушения (предотвращения образования) устойчивых водонефтяных эмульсий; защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии; защитой от солеотложений; процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока (для малообводненных газлифтных и компрессорных скважин). Химические реагенты в зависимости от способа борьбы с АСПО вводят:

- в призабойную зону нефтяной скважины;

- на забойный участок скважины;

- на прием насоса или башмак газлифтных или фонтанных труб;

- на устье скважины;

- в замерные насосные и технологические промысловые установки;

- в объекты учета и хранения нефти.

Химический реагент для борьбы с АСПО вводят непрерывно, периодически (при высокой обводненности продукции, либо при периодических чистках) или в разовом порядке (при закачке химического реагента в ПЗП нефтяной скважины).

Классификация химических реагентов по механизму воздействия приведена в табл. 3.2.

Таблица 3.2. Классификация химических реагентов

Тип хим. реагента	Механизм воздействия	Эффект
Растворитель	Изменение поверхностных свойств массы АСПО Растворение массы АСПО	Снижение сил сцепления частиц АСПО с поверхностью труб и оборудования. АСПО удаляется с потоком нефти. АСПО удаляется в растворенном состоянии с растворителем
Ингибитор (диспергатор)	Диспергирование АСПО Изменение смачиваемости Изменение реологической характеристики нефти	Образование тонкодисперсной системы, которая удаляется с потоком нефти Улучшение несущей способности потока нефти, что способствует удалению АСПО
Ингибитор (присадка)	Гидрофилизация поверхности труб и оборудования	Снижение адгезионной способности омываемых потоком нефти поверхностей

Наибольшее распространение получили ингибиторы-диспергаторы вследствие их высокой эффективности и технологичности. Объем внедрения растворителей также растет, так как они более экономичны по сравнению с тепловыми методами удаления АСПО, а также в связи с тем, что они перспективны для закачки в ПЗП.

Ингибиторы-присадки отличаются длительностью действия и при их небольших концентрациях.

Растворители АСПО.

Разработан широкий ассортимент химических реагентов-растворителей АСПО. Многие из них-вторичные или побочные продукты производства.

Бутилбензольная фракция (ББФр) - композиция, в состав которой входят бутиленбензол С6Н5-CH2-СН2-СН2-СНз

Представляет собой прозрачную жидкость желтого цвета, это побочный продукт производства изопропилбензола.

Специальные растворяющие свойства реагента ББФр

Объекты растворения (основные) - Органические соединения различных групп в том числе АСПО

Наиболее трудный компонент для растворения в составе АСПО - асфальтены.

Дополнительные факторы, влияющие на растворяющую способность ББФр - скорость движения реагента; удельное количество.

Период интенсивности действия реагента в статических условиях - первые 1-2 ч.

Растворимость в ББФр отложений АСПО с содержанием 37% асфальтенов, кг/м3, при температуре, °С:

20……………… 5,6

30……………… 60,0

50……………… 76,0

70……………… 98,0

100……………… 135,0

«Усилитель» растворяющей способности реагента - ПАВ класса алифатических аминов.

Период интенсивного действия смеси реагента в статических условиях с другими растворителями - первые 2-4 ч.

Условия применения ББФр - первичная обработка при большом объеме АСПО.

Норма расхода ББФр или раствора при обработке:

подъемных труб (НКТ) ПЗП, м3/м ……. 1-2 объема полости НКТ 0,2-1,0 (НО>= 5 м3)

Технико-экономическая целесообразность использования реагента ББФр для борьбы с АСПО установлена СевКавНИПИнефть на основе опытно-промышленных испытаний, проведенных в ПО Грознефть и Удмуртнефть. [8]

Толуольная фракция (ТФр) (ТУ 38-30312-81) - фракция ароматических углеводородов, в состав которой входят толуол C6H5CH3 (в качестве основного компонента), изопентан, н-пентан, изопрен и другие углеводороды. Представляет собой желтую (светло-коричневую) жидкость - отход производства каучука СКИ-3.

Физико-химическая характеристика ТФр

Характер действия на АСПО - частичное растворение с последующим разрыхлением массы АСПО

«Усилители» отмывающей способности ТФр - ПАВ неиногенного типа (ОП-10 дисолван); композиции ПАВ; (реагент XT-48)

Концентрация усилителей,% - 0,1-1,0

Условия применения ТФр:

Норма расхода ТФр при обработке НКТ……….1-2 объема полости НКТ

Реагент СНПХ-7 р-1 - смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения и ароматических углеводородов. Получают на основе малодефицитных вторичных ресурсов предприятий МНХП.

Физико-химическая и эксплуатационная характеристика:

Содержание основных компонентов,%:

парафиновые углеводороды - 52-55

ароматические углеводороды - 45-48

Порядок парафиновых углеводородов, входящих в состав СНПХ-7 р-1- С5-С6

Внешний вид - жидкость желтого цвета

Плотность, г/см3 - 0,75-0,79

Растворяющая способность по АСПО, г/л - 140-160

Норма расхода при обработке:

ПЗП, м3 на 1 м перфорированной толщи пласта - 2-2,5

скважинного насосного оборудования

м3 /скв.-оп. - 3-8

выкидных линий, м3 - 2-3

Реагент СНПХ-7 р-2-углеводородная композиция, состоящая из легкой пиролизной смолы (ЛПС) и гексановой фракции (РФр). Реагент получают на основе малодефицитных вторичных ресурсов предприятий МНХП. Смешение ЛПС и ГФр не сопровождается химическими превращениями их состава.

Физико-химическая и эксплуатационная характеристика реагента СНПХ-7 р-2

Парафиновые углеводороды, входящие в состав реагента….…..С6 и выше

Плотность, г/см3 - 0,78-0,80

Вязкость, мПа*с - 0,82

Растворяющая способность по АСПО, г/л - 91-130

Норма расхода при обработке:

ПЗП, м3 на 1 м перфорируемой толщи - 2,5-3

ПАВ

Реагент МЛ-72 - смесь синтетических ПАВ разных классов и различного химического состава, многоцелевой продукт, помимо использования для очистки от АСПО насосно-компрессорных труб и другого оборудования реагент используют в качестве компонента задавочной жидкости при ремонтных работах и реагента, способствующего интенсификации работы механизированных скважин с обводненной продукцией.

Физико-химическая характеристика МЛ-72

Основные компоненты реагента - биохимически разлагаемые анионные и неионогенные ПАВ (ТУ 84-348-73)

Характер воздействия на АСПО - комплексное воздействие на отложения и на отмывающую поверхность

Концентрат рабочего раствора при очистке АСПО.% - 0,1-0,3

Растворитель - вода

Норма расхода рабочего раствора для обработки:

Труб диаметром до 156 мм, м3 на 1 км трубопровода - 0,5-0,6

ПЗП, м3/операция - 2-3

В 1982-1984 гг. на месторождении Жетыбай проводились промысловые испытания с использованием в качестве ингибитора парафиноотложения реагента МЛ-72 на газлифтных скважинах.

Подача реагента МЛ-72 производилась через газораспределительную батарею (ГРБ) с удельным расходом 2…8 л/сут на 73 скважинах. Дебиты скважин по жидкости составили 4…121 т/сут, по нефти 1…109 т/сут, обводненность продукции до 95%.

Результаты испытаний показали, что применение новой технологии увеличивает МОП работы скважин при использовании МЛ-72 - в 1,2 раза по сравнению с технологией, при которой закачивается ХТ-48.

За 5…6 мес работы скважин с применением реагента МЛ-72 толщина АСПО на нефтепромысловом оборудовании не превышала 0,5…1,5 мм, в отдельных случаях парафиноотложение отсутствовало. [9]

Ингибиторы присадки.

В качестве присадок, предотвращающих выпадение парафина, применяют полимерные вещества. Преимущество этого метода ингибирования: стабильность действия на нефть в течение длительного времени; возможность использования незначительных количеств для достижения эффекта.

Сополимер этилена с винилацетатом.

Свойства реагента

Основной объект действия - парафинистые отложения

Характер действия на АСПО - образование мелкодисперсной системы, которая легко уносится

Технологическая схема подачи ингибитора определяется способом эксплуатации скважин. Подача ингибитора или обработка нефтепромыыслового оборудования осуществляется непрерывно или периодически. Непрерывная подача ингибитора производится наземным или глубинным дозировочным устройством. Периодическая подача осуществляется устройством гидростатического действия или насосным агрегатом ЦА-320. Непрерывная или периодическая подача ингибитора наземными дозаторами осуществляется в затрубное пространство скважин: фонтанных, газлифтных, а также оборудованных ЭЦН или ШГН. Глубинные дозировочные устройства устанавливаются на хвостовике НКТ в скважинах оборудованных ШГН.

Ингибитор, попадая в затрубное пространство в виде собственной фазы в нефти, постепенно опускается по стволу скважины до хвостовика НКТ фонтанных скважин, насоса ЭЦН и ШГН или клапана газлифтных скважин, где подхватывается потоком продукции скважины, поступающей из пласта, смешивается с ней, взаимодействуя с АСПО. Как показали исследования, происходит `размывание' пробы ингибитора по стволу скважины. Время опускания и, тем самым, оптимальная периодичность дозировки в случае периодической подачи зависят от столба нефти в затрубном пространстве. При повышении уровня нефти в затрубье время спуска ингибитора по стволу скважины увеличивается, при этом увеличивается возможная периодичность дозировки.

парафиновый отложение химический реагент

Размещено на Allbest.ru