Технология борьбы с АСПО на Речицком нефтяном месторождении РУП "ПО "Белоруснефть"

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Свойства нефтей, добываемых из различных залежей Речицкого месторождения

Физико-химическая характеристика нефти Речицкого месторождения составлена на основании данных, полученных при исследовании образцов пластовой нефти, отобранных из скважин пробуренных в разных частях нефтяных залежей.

Экспериментальные исследования пластовых нефтей проводились при пластовой температуре, но при разных давлениях.

Свойства пластовой нефти и газа приводятся в таблице 2.1, физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти - в таблице 2.2:

Задонская залежь.

Пластовая нефть 4 пачки представлена 5 образцами, отобранными в период 1964-1970 гг. из 3 скважин - 8, 19 и 31. В то время и несколько позднее отбирались и исследовались пробы разгазированной нефти - 78 проб из 9 скважин.

Физико-химические свойства нефти при давлении насыщения изменяется в следующих диапазонах: плотность 829 - 793 кгм³, вязкость 8.82 мПа*с, объемный коэффициент 1.118. Дегазированная нефть представлена 35 пробами из 19 скважин. Средняя плотность нефти в стандартных условиях составляет 871.6 кгс до 204.4 * 10^-6 м²с. Нефть малосернистая парафинистая. Выход легких фракций нефти, выкипающих до 300 градусов, составляет 36.7% объемных

Таблица 2.1. Свойства пластовой нефти

Наименование	Количество исследований	Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Задонская залежь
Нефть	-	-	-	-
Давление насыщения нефти газом, МПа	-	-	5,5-7,4	6,1
Газосодержание, м3м3	-	-	39,9-55,3	44,2
	-	-	34,9-48,4	38,1
P = 0,37 МПа	-	-	-	32
P = 0,0 МПа	-	-	-	9
Сумарный газовый фактор, м3/сут	-	-	-	41
Плотность, кг/м3	3	5	-	829
Вязкость, мПаЧс	3	5	-	8,82
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазирова-нии в рабочих условиях	1	1	-	1,114
P = 4,5 МПа	-	-	-	1,12
P = 3 МПа	-	-	-	1,111
P = 1,5 МПа	-	-	-	1,087
P = 0 МПа	-	-	-	1
Температура насыщения парафином, 0С	-	-	-	-
Пластовая температура, 0С	3	5	45-52	50
Задонская залежь
Нефть	2	3	-	-
Давление насыщения нефти газом, МПа	-	-	5-5,5	5,3
Газосодержание, м3м3	-	-	34,3-45,8	42
	-	-	29,8-39,6	36,1
P = 0,37 МПа	-	-	-	32,1
P = 0,0 МПа	-	-	-	6,9
Сумарный газовый фактор, м3/сут	-	-	-	39
Плотность, кг/м3	2	3	-	834
Вязкость, мПаЧс	2	3	-	7,31
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях	1	1	-	1,116
P = 4,5 МПа	-	-	-	1,133
P = 3 МПа	-	-	-	1,112
P = 1,5 МПа	-	-	-	1,093
P = 0 МПа	-	-	-	1
Температура насыщения парафином, 0С	-	-	-	-
Пластовая температура, 0С	2	3	52-53	53
Воронежская залежь
Нефть	4	4	-	-
Давление насыщения нефти газом, МПа	-	-	7,6-11	9,7
Газосодержание, м3м3	-	-	78,1-114,9	98,7
	-	-	66,1-96,9	83
P = 0,37 МПа	-	-	-	78,3
P = 0,0 МПа	-	-	-	13,7
Сумарный газовый фактор, м3/сут	-	-	-	92
Плотность, кг/м3	4	4	-	757
Вязкость, мПаЧс	4	4	-	2,16
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазирова-нии в рабочих условиях	1	1	-	1,247
P =7,5 МПа	-	-	-	1,273
P = 6 МПа	-	-	-	1,258
P = 4,5 МПа	-	-	-	1,248
P = 3 МПа	-	-	-	1,21
P = 1,5 МПа	-	-	-	1,164
P = 0 МПа	-	-	-	1
Температура насыщения парафином, 0С	-	-	-	-
Пластовая температура, 0С	4	4	58-63	53
Семилукская залежь
Нефть	4	4	-	-
Давление насыщения нефти газом, МПа	-	-	10,3-10,5	10
Газосодержание, м3м3	-	-	93,4-113,9	98,3
	-	-	-	83,3
P = 0,37 МПа	-	-	-	78,5
P = 0,0 МПа	-	-	-	13,5
Сумарный газовый фактор, м3/сут	-	-	-	92
Плотность, кг/м3	4	4	-	743
Вязкость, мПаЧс	-	-	-	9
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазирова-нии в рабочих условиях	1	1	-	1,288
P = 9 МПа	-	-	-	1,318
P =7,5 МПа	-	-	-	1,309
P = 6 МПа	-	-	-	1,286
P = 4,5 МПа	-	-	-	1,263
P = 3 МПа	-	-	-	1,232
P = 1,5 МПа	-	-	-	1,181
P = 0 МПа	-	-	-	1
Температура насыщения парафином, 0С	-	-	-	-
Пластовая температура, 0С	4	4	62-63	63
Ланская залежь
Нефть	1	1	-	-
Давление насыщения нефти газом, МПа	-	-	-	11,1
Газосодержание, м3м3	-	-	-	97,2
	-	-	-	82,2
P = 0,37 МПа	-	-	-	77
P = 0,0 МПа	-	-	-	14
Сумарный газовый фактор, м3/сут	-	-	-	91
Плотность, кг/м3	-	-	-	749
Вязкость, мПаЧс	-	-	-	1,36
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазирова-нии в рабочих условиях	-	-	-	1,302
P = 9 МПа	-	-	-	1,323
P =7,5 МПа	-	-	-	1,308
P = 6 МПа	-	-	-	1,3
P = 4,5 МПа	-	-	-	1,267
P = 3 МПа	-	-	-	1,24
P = 1,5 МПа	-	-	-	1,183
P = 0 МПа	-	-	-	1
Температура насыщения парафином, 0С	-	-	-	-
Пластовая температура, 0С	1	1	-	65

Таблица 2.2 Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование	Количество исследований	Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Задонская залежь
Плотность, кг/м3	9	78	-	863
Вязкость, мПа х с 20 0С 50 0С	-	-	104-34,7	57
	-	-	16,9-8,7	11,7
Температура застывания, 0С	-	-	0-6	9
Температура насыщения парафином, 0С	-	-	-	-
Массовое содержание, % Серы Смол силикагелевых Смол силикагелевых Парафинов
	-	-	0,3-0,7	0,44
	-	-	19,6-6,5	16,45
	-	-	1-2,5	1,77
	-	-	3-11,5	7,75
Объемный выход фракций, % до - 100 0С до - 150 0С до - 200 0С до - 300 0С
	-	-	-	4
	-	-	-	9,5
	-	-	-	16,5
	-	-	-	32,5
Задонская залежь
Плотность, кг/м3	10	33	-	871
Вязкость, мПа х с 20 0С 50 0С	-	-	103,3-34,5	46,5
	-	-	13,2-6,8	8,5
Температура застывания, 0С	-	-	1-18	8
Температура насыщения парафином, 0С	-	-	-	-
Массовое содержание, % Серы Смол силикагелевых Асфальтенов Парафинов
	-	-	0,75-0,16	0,43
	-	-	18,73-10,7	12,32
	-	-	2,5-0,22	1,67
	-	-	10,25-3,58	6,75
Объемный выход фракций, % до - 100 0С до - 150 0С до - 200 0С до - 300 0С
	-	-	-	4
	-	-	-	10,5
	-	-	-	19
	-	-	-	37,5
Воронежская залежь
Плотность, кг/м3	4	21	-	847
Вязкость, мПа х с 20 0С 50 0С	-	-	47,2-9	26,7
	-	-	14,6-3,9	6,1
Температура застывания, 0С	-	-	9-18	15
Температура насыщения парафином, 0С	-	-	-	-
Массовое содержание, % Серы Смол силикагелевых Асфальтенов Парафинов
			0,33-0,28	0,32
			10-6,86	7,45
			5-0,61	2,93
			11-5,27	9,1
Объемный выход фракций, % до - 100 0С до - 150 0С до - 200 0С до - 300 0С
				4,5
				14
				25
				44
Семилукская залежь
Плотность, кг/м3	17	101	-	850
Вязкость, мПа х с 20 0С 50 0С	-	-	47,1-35,8	41,8
	-	-	5,58-4	4,92
Наименование	Количество исследований	Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Температура застывания, 0С	-	-	10-20	14,5
Температура насыщения парафином, 0С	-	-	-	-
Массовое содержание, % Серы Смол силикагелевых Асфальтенов Парафинов
	-	-	0,32-0,27	0,29
	-	-	0,32-0,27	0,29
	-	-	12,6-10,7	11,64
	-	-	0,87-0,61	1,24
Объемный выход фракций, % до - 100 0С до - 150 0С до - 200 0С до - 300 0С
	-	-	-	4,5
	-	-	-	9,5
	-	-	-	19,5
	-	-	-	40
Ланская залежь
Плотность, кг/м3	1	-	-	837
Вязкость, мПа х с 20 0С 50 0С	-	-	47,1-35,8	41,8
	-	-	5,58-4	4,92
Температура застывания, 0С	-	-	10-20	14,5
Температура насыщения парафином, 0С	-	-	-	-
Массовое содержание, % Серы Смол силикагелевых Асфальтенов Парафинов
	-	-	0,32-0,27	0,29
	-	-	12,6-10,7	11,64
	-	-	1,87-0,61	1,24
	-	-	10,7-8,42	9,24
Объемный выход фракций, % до - 100 0С до - 150 0С до - 200 0С до - 300 0С
	-	-	-	4,5
	-	-	-	9,5
	-	-	-	19,5
	-	-	-	40

Задонская залежь

Пластовая нефть представлена тремя образцами, отобранными из скв. 41 и 42 примерно в то же время, что и глубинные пробы нефти из 4 пачки. Из 10 скважин отбирались и исследовались пробы разгазированной нефти. Физико-химические свойства нефти при давлении насыщения принимаются в пределах: плотность от 823 до 802 кгм³, вязкость 7.31 мПа*с, объемный коэффициент 1.112. Нефть малосернистая, парафинистая, смолистая с потенциальным содержанием легких фракций, выкипающих до 300 градусов не превышающих 60% объемных.

Воронежская залежь

Пластовая нефть представлена 4 образцами, отобранными глубинными пробоотборниками из скважин 6, 14, 51, 89. Из 4 скважин исследовалась разгазированная нефть.

Физико-химические свойства нефти при давлении насыщения изменяются в диапазоне: плотность 740 - 735 кгм³, вязкость 2.16 мПа*с, объемный коэффициент 1.255. Нефть малосернистая 0.26% вес., высокопарафинистая - 6.72% вес.; до 300 градусов выкипает 45.4% объемных легких фракций нефти.

Семилукская залежь

Пластовая нефть этой залежи представлена 4 образцами, отобранными из 4 скважин 7, 51, 55 и 65. Пробы разгазированной нефти отобраны из 17 скважин.

Физико-химические свойства нефти при давлении насыщения изменяются в следующих пределах: плотность от 735 до 714 кгм³, вязкость 1.9 мПа*с, объемный коэффициент 1.294. Нефть малосернистая, смолистая, высокопарафинистая, с потенциальным содержанием легких фракций, выкипающих до 300 градусов - 42.3% объемных.

Ланская залежь

Пластовая нефть представлена одной глубинной пробой, и ее параметры охарактеризованы по результатам исследования из скв. 91. Плотность составляет 730 кгт.

Дегазированная нефть характеризуется по 4 пробам из 3 скважин: 62, 91 и 121. Плотность нефти равна 846.3 кгс. Нефть малосернистая, смолистая, содержание парафина составляет 9.3% вес. Потенциальные содержания легких фракций, выкипающих до 300 градусов - 36 - 40% объемных.

Обобщив все вышесказанное можно сделать следующие выводы: нефти подсолевых и межсолевых отложений несколько отличаются друг от друга по физико-химическим свойствам пластовых, дегазированных нефтей и растворенных в них газов.

Прослеживается общая тенденция изменения свойств нефтей с глубиной. Так нефти межсолевых отложений характеризуется повышенным удельным весом, вязкостью, содержанием серы, смол, парафина.

Для подсолевых нефтей характерно уменьшение плотности, и соответственно вязкости, содержания серы, смол, парафина; увеличения выхода легких фракций нефти и увеличение газонасыщения.

Здесь перечислены общие различия между залежами, но внутри каждой из них существуют свои различия, объясняющиеся целым рядом факторов: изменением свойств нефти в зависимости от высоты залежи, глубины отбора проб, удаленности от ВНК, от границы залежи и так далее.

И все же, несмотря на имеющиеся различия по целому ряду признаков, нефти продуктивных горизонтов близки между собой.

Нефти Речицкого месторождения относятся к метановой группе, по своим товарным свойствам, согласно классификации нефтей, они относятся к классу малосернистых, подклассу смолистых, группе парафиновых нефтей. Содержание АСП в нефти различных залежей Речицкого нефтяного месторождения покажем на графике.



Рис. 2.1. Содержание АСПО в нефти различных залежей Речицкого месторождения

2. Виды АСПО, механизм образования и их влияние на работу подземного оборудования

Влияние геолого-технических факторов на выпадение парафина

Существенной особенностью всех нефтяных месторождений Республики Беларусь является превышение пластового давления над давлением насыщения, а температуры над температурой начала кристаллизации парафина. Поэтому асфальто-смоло-парафиновые отложения не наблюдаются в призабойной зоне пласта. Твердая фаза появляются только в стволе скважины выше глубины соответствующей началу разгазирования нефтяного потока и при достижении температуры кристаллизации. Осложнения, вызванные асфальто-смоло-парафиновыми отложениями, имеют место при всех применяемых в НГДУ «Речицанефть» способах добычи, хотя интенсивность выпадения и характер распределения этих отложений для каждого способа добычи несколько различны. Для фонтанного способа эксплуатации осложнения связаны с закупориванием подъемного лифта с глубины, на которой давление и температура соответствует началу кристаллизации парафина. При прочих равных условиях эта глубина зависит от пластовой температуры и давления, производительности пласта, обводненности нефти и давления на устье скважины. Для нефтяных скважин эксплуатирующихся установками ЭЦН интенсивность выпадения асфальто-смоло парафиновых отложений несколько снижается в связи с термообработкой пластовой жидкости погружным электродвигателем. При этом температура увеличивается на 10 - 13 градусов по сравнению с фонтанным способом, что приводит к сдвигу точки кр. вверх по лифту на несколько сот метров. Однако, наблюдаемое увеличение температуры жидкости, не исключает полностью осложнений, вызванных выпадением парафина.

На скважинах, оборудованных установками ШГН, асфальто-смоло-парафинистые отложения будут наблюдаться на большей глубине, чем для фонтанных скважин и оборудованных ЭЦН, из-за малодебитности и снижения тепломассопереноса.

Вследствие накопления АСПО увеличивается нагрузка на головку балансира, что вызывает преждевременный износ и обрыв штанг.

Состав АСПО зависит в определенной 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.

Обязательным компонентом АСПО являются парафины, которые представляют собой твердые углеводороды метанового ряда, которые при высоких температурах растворены в нефти.

Смолы и асфальтены оказывают существенное влияние на процесс формирования кристаллов парафина вследствие их высокой адсорбционной способности. Толщина отложений и содержание парафина увеличиваются по мере приближения к устью. Это происходит по следующей причине. Пока в пласте и далее по лифту давление будет падать от первоначального пластового давления до давления насыщения, смесь углеводородов будет находиться в жидком однофазном состоянии. Как только в лифте давление станет ниже давления насыщения, начнется процесс выделения газа. Дальнейшее снижение давления приведет к увеличению объема газовой фазы и созданию критических условий, при которых начнут выделяться и твердые углеводороды, объем которых будет непрерывно возрастать от точки кр. до максимума у устья. Количество АСПО, по мере приближения к устью скважины, будет возрастать за счет более интенсивного перехода его в твердую фазу из жидкой и за счет приноса его на оболочках газовых пузырьков из нижних слоев двигающейся нефти, где он выкристаллизовался. Это происходит благодаря наличию относительного движения газа, который движется быстрее, чем жидкость. Точки начала выделения газа и начала выделения твердой фазы - парафина - кр. могут находиться на различной глубине в зависимости от технологического режима работы скважины. Снижение давления на устье и давления на забое приведет к началу образования газовой фазы в более низких точках НКТ. При этом увеличится длина участка подъемных труб, на котором будут АСПО. Следует отметить, что АСПО откладывается неравномерно по всей длине НКТ, увеличиваясь от места начала кристаллизации вверх. Кроме того, температура плавления парафина уменьшается снизу вверх, то есть в нижней части НКТ выпадают кристаллы более тугоплавких парафинов, а в верхней - менее термостойкие парафины, что необходимо учитывать при проведении технологических обработок. Таким образом, при любом способе добычи постепенное штуцирование проходного сечения НКТ АСПО ведет к снижению производительности скважины, а, следовательно, к снижению общего объема добытой нефти и к отказу подземного оборудования.

Механизм образования АСПО. Типы и виды

В практике эксплуатации скважин встречаются с различными осложнениями в работе нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, 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.

Известны две стадии образования и роста АСПО. Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности. На второй стадии происходит осаждение на покрытую парафином поверхность более крупных кристаллов.

На образование АСПО оказывают существенное влияние:

· снижение давления на забое скважины 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 ее компонентов;

· состав углеводородов в каждой фазе смеси;

· соотношение объема фаз;

· состояние поверхности труб.

АСПО образованы в основном парафинами, смолами и асфальтенами, которые в условиях пласта коллоидно растворены в нефти.

Таблица 2.3 Физические свойства высокомолекулярных парафиновых углеводородов

Углеводороды	формула	Температура	Углеводороды	формула	Температура
		кипения	плавления			кипения	плавления
Гептадекан	С17Н36	303	21,7	Гентриаконтан	С31Н64	455	67,9
Октадекан	С18Н38	317	28,1	Дотриаконтан	С32Н66	463	69,7
Нонадекан	С19Н40	332	32,0	Тритриаконтан	С33Н68	471	71,4
Эйкозан	С20Н42	345	36,7	Тетратриаконтан	С34Н70	478	73,1
Генэйкозан	С21Н44	355	40,5	Пентатриаконтан	С35Н72	486	74,7
Докозан	С22Н46	367	44,4	Гексатриаконтан	С36Н74	493	76,2
Трикозан	С23Н48	378	47,6	Гептатриаконтан	С37Н76	500	77,7
Тетракозан	С24Н50	380	50,9	Октатриаконтан	С38Н78	513	79,0
Пентакозан	С25Н52	400	53,7	Нонатриаконтан	С39Н80	520	80,3
Гексакозан	С26Н54	410	56,4	Тетраконтан	С40Н82	-	81,5
Гептакозан	С27Н56	419	59,0	Пентаконтан	С50Н102	-	93,0
Октакозан	С28Н58	429	61,4	Гексаконтан	С60Н122	-	98,5
Нонакозан	С29Н60	438	63,7	Гептаконтан	С70Н142	-	105,0
Триаконтан	С30Н62	446	65,8

В группу парафинов входят твёрдые углеводороды метанового ряда от С₁₇Н₃₆ до С₇₁Н₁₄₄. Плотность парафина в твёрдом состоянии колеблется в пределах от 865 до 940 кг/м^3. 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 2⁰С. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на:

· малопарафиновые - менее 1,5% мас.;

· парафиновые - от 1,5 до 6% мас.;

· высокопарафиновые - более 6% мас.

Асфальтены - порошкообразные вещества бурого или коричневого цвета, плотностью более единицы, массовое содержание которых в нефти достигает 5,0%. В асфальтенах содержится 80,0-86,0% углерода, 7,0-9,0% водорода, до 9,0% серы, 1,0-9,0% кислорода и до 1,5% азота. Они являются наиболее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений тяжелых компонентов нефти. 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 оказывает на парафин действие, аналогичное механической примеси, а также повышает вязкость нефти. В условиях инверсии фаз, 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. Точное знание состава АСПО имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними, в частности для выбора химических реагентов. 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. 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 2.4 Разделение АСПО на типы и виды

Тип АСПО	Подтип АСПО	Отношение содержания парафинов к сумме смол и асфальтенов П /	Содержание механических примесей, %
Асфальтеновый	А1 А2 А3	более 0.9 более 0.9 более 0.9	менее 0.2 0.2 - 0.5 более 0.5
Смешанный	С1 С2 С3	0.9 - 1.1 0.9 - 1.1 0.9 - 1.1	менее 0.2 0.2 - 0.5 более 0.5
Парафиновый	П1 П2 П3	более 1.1 более 1.1 более 1.1	менее 0.2 0.2 - 0.5 более 0.5

Последние являются важным фактором в механизме формирования центров кристаллизации 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 углеводороды обладают полиморфностью, определяемой как молекулярной массой, так и температурой застывания. Температура перехода парафина из гексагональной формы в ромбическую 30 - 33 ⁰С. 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 и твёрдую фазу. Периодическое воздействие отдельных фаз на стенки оборудования 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.

Наиболее вероятными местами отложения АСПО являются следующие участки нефтепромыслового оборудования:

Насосно-компрессорные трубы

Штуцеры и клапаны

Сепараторы

Эксплуатационные насосы

Насосные штанги

Днища резервуаров

Интенсивность отложения парафина в подъёмных трубах зависит от следующих факторов.

1. 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.

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

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

4. Температура кристаллизации парафинов.

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

6. 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.

7. 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 АСПВ.

Влияние АСПО на работу подземного оборудования

В результате анализа технологических графиков ЦДНГ_1, промысловых исследований и наблюдений, а также опыта эксплуатации, установлено, что наибольшее количество осложнений, связанных с АСПО наблюдаются по скважинам, оборудованных установками ШГН и работающим фонтанным способом. В меньшей степени по скважинам, оборудованным установками ЭЦН.

Среди фонтанных скважин наибольшим осложнениям подвержены низкодебитные скважины с суточной добычей до 48 м³сут и обводненности 30% частота тепловых обработок уменьшается до одного раза в месяц при ежедневном спуске скребка. Периодичность пропарки выкидной линии сокращается до 1-2 раз в месяц. Дальнейшее увеличение дебита и обводненности до 60% исключает тепловые обработки, а при дебите свыше 100 м³/сут. и обводненности более 60% исключаются все мероприятия по борьбе с АСПО.

Таблица 2.5 Периодичность технологических обработок скважин

Способ эксплуатации	Дебит, м3/сут	Обводненность, %	Глубина спуска скребка, м	Периодичность спуска скребка	Периодичность тепловых обработок подземного оборудования	Периодичность тепловых пропарок выкидных линий ППУ
Фонтан	до 48	0-30	500-1000	ежедн.	2 раза в мес.	1-3 раза в мес.
Фонтан	50-90	0-30	500-1000	ежедн.	1 раз в мес.	1-2 раза в мес.
Фонтан	более 90	0-60	500-1000	ежедн.	-	1-2 раза в мес.
ПЭ	5-20	до 50	500-600	работа	-	2 раза в мес.
ПЭ	5-20	более 80	-	-	-	-
ЭЦН	50-100	1-60	400-500	ежедн.	1 раз в мес.	2 раза в мес.
ЭЦН	более 120	до 60	-	-	-	1 раз в мес.
ЭЦН	более 70	более 60	-	-	-	1 раз в мес.
ШГН	5-30	до 35	-	-	2-3 раза в мес.	1-2 раза в мес.
ШГН	5-30	35-80	-	-	1 раз в мес.	1-2 раза в мес.
ШГН	10-30	более 80	-	-	-	-
ПЭ	2-10	0-15	-	-	1 раз в мес.	-
ПЭ	5-10	более 80	-	-	-	-

Для скважин оборудованных установками ЭЦН отказы возникают также в случае выпадения парафина. При этом зачастую возникает следующая ситуация. Объектом воздействия парафина является насос, а местом отказа двигатель. Это происходит в том случае, когда насос забивается парафином и начинает клинить, вследствие чего резко возрастает нагрузка на двигатель, и он выходит из строя. Однако парафин может стать причиной выхода из строя и самого насоса. Иногда из-за запарафинирования самого насоса или лифтовых труб резко снижается приток из пласта и скорость охлаждающей двигатель жидкости, что приводит к его перегреву и выхода из строя. Для скважин, эксплуатирующихся установками ЭЦН при производительности 50-100 м³ 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.

Использование скребкового метода борьбы с АСПО значительно осложняется тем, что для его применения часто необходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхности труб. Кроме того, возможно застревание скребков, обрыв их крепления и некоторые другие осложнения. В последние годы вместо металлических пластинчатых скребков на штангах укрепляют пластиковые скребки. Они одновременно играют роль центраторов. Есть информация, что при использовании скребков-центраторов протирается НКТ.

К недостаткам механической очистки подъемных труб от парафина следует отнести то, что у каждой скважины приходится иметь дополнительное оборудование, которое необходимо обслуживать и которое является источником дополнительных неполадок при эксплуатации скважин. Ведь в результате обрыва проволоки скребок остается в трубах. Для его извлечения приходится поднимать трубы, что ведет к остановкам скважин и потерям в добыче нефти. Также к недостаткам следует отнести и то, что применение скребков задачу борьбы с АСПО только в подъемных трубах, в то время как снижение дебита скважины имеет место также из-за отложений в выкидной линии.

Методы теплового воздействия

Теплового воздействия для очистки труб от парафина получили широкое применение. Технология применения теплоносителя предусматривает нагрев жидкости в специальных нагревателях и подачу ее в скважину способом прямой или обратной промывки. Обратная промывка более предпочтительна, так как при этом исключено образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке 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. На выкиде затрубного пространства при этом способе надо ставить обратный клапан. Процесс депарафинизации контролируется измерением температуры на выкиде, которая при нормальном процессе должна доходить до 40 - 50 ⁰С, в скважину же закачивают нефть температурой у устья 80 - 110 ⁰С. Причём температура нагрева нефти при обработке скважины, оборудованной УЭЦН меньше, чем при обработке УШГН, так как можно повредить кабель. 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.

Химические методы воздействия

Использование химических реагентов для борьбы с АСПО во многих случаях совмещаются с: процессом разрушения устойчивых водонефтяных эмульсий; защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии; защитой от солеотложений; процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока. 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 или в разовом порядке.

Классификация химических реагентов по механизму воздействия
приведена в таблице 2.6.

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

Таблица 2.6 Классификация химических реагентов

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

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

Растворители АСПО изменяют поверхностные свойства АСПО и растворяют их. При этом происходит снижение сил сцепления частиц АСПО с поверхностью труб и оборудования, и отложения удаляются с потоком нефти.

Эффективность действия растворителей АСПО определяют в зависимости от вида эксплуатации скважин:

• при эксплуатации фонтанных скважин и оборудованных ЭЦН, - с помощью контрольного спуска шаблонов, скребков, изменения дебитов и уровней в скважинах;

• при эксплуатации скважин, оборудованных ШГН, - путём сравнения динамограмм, снятых до и после обработки подземного оборудования;

• эффективность действия растворителей после обработки выкидных линий определяют путём сравнения давления на участке от устья скважины до ГЗУ.

Эффективность действия растворителей также можно оценивать по подъёмам насосного оборудования, по наработке на отказ, по изменению межочистного периода работы скважин.

Выбор каждого из указанных способов зависит от характеристики отдельно взятой скважины, от необходимости очистки выкидной линии и т.д. С экономической точки зрения применять растворители нужно после 4-5 промывок горячей нефтью или водным раствором ПАВ. При этой технологии нижняя часть лифта промывается растворителем, верхняя - за счет теплоносителя.

Растворители целесообразно применять также для промывки скважин, оборудованных ЭЦН, ЭВН. Для вытеснения растворителя в НКТ нельзя нагнетать горячую нефть с температурой выше +70⁰С из-за опасности порчи кабеля КРБК. Давление закачки не должно превышать 3,0…4,0 МПа при работающем погружном насосе.

Для удаления АСПО предложено более 50 составов, различающихся эффективностью, технологией применения, стоимостью и т.д. Для практического применения в отрасли рекомендованы следующие химические реагенты: группа СНПХ_7 р, газоконденсат, газовый бензин, нефтяной сольвент, толуол, углеводородный слой, абсорбент, МЛ_72, бутилбензольная фракция ББФр, керосиновая фракция, газовый бензин + ПАВ и другие.

Рассмотрим композиционные составы углеводородных растворителей:

Удалители типа СНПХ_7 р являются растворителями твёрдых углеводородов, откладывающихся на нефтепромысловом оборудовании и в призабойной зоне пласта в процессе нефтедобычи.

Реагенты СНПХ_7 р представляют собой композиционные смеси алифатических и ароматических углеводородов с диспкргирующими и модифицирующими добавками.

СНПХ_7 р - универсальные реагенты, удаляющие органические отложения с широким диапазоном соотношения асфальтенов, смол и парафинов, а в сочетании с ингибиторами парафиноотложений существено повышающие эффективность предупреждения образования АСПО в НКТ. Композиционные составы СНПХ_7 р успешно применяются при ликвидации «глухих» пробок и для очистки подземного оборудования.

В настоящее время на промыслах НГДУ «Речицанефть» применяются: гексановая фракция - ГФ, стабильный газовый бензин - СГБ, вырабатываемый БГПЗ и универсальный растворитель СНПХ7 р_14.

СГБ и СНПХ 7 р_14 нашли применение на промыслах Беларуси по совокупности следующих показателей:

• наличие сырьевой базы для получения СГБ и непосредственная близость его производства к промыслам;

• эффективность действия реагентов;

• технологические свойства реагентов;

• реагенты не влияют на качество добываемой продукции, а также на процессы нефтепереработки.

Каждое месторождение имеет отличные от других месторождений состав и свойства нефтей и пластовых флюидов. Даже в пределах одного месторождения, в зависимости от того, где расположена скважина- в центре или на периферии - состав и свойства нефтей могут значительно отличаться в продукции отдельных скважин. В маломощных пластах, расположенных в водонефтяной зоне, нефть более окисленная, с большим содержанием АСПО, большей вязкостью и меньшим газовым фактором. Поэтому в целях предупреждения АСПО необходимо подбирать соответствующий ингибитор не только для каждого месторождения, но и для групп скважин. Выбор соответствующего ингибитора производят на основании лабораторных и промысловых испытаний, при которых для каждого ингибитора определяют величину его дозировки на 1 т добываемой нефти. Величина дозировки в свою очередь зависит от способа подачи ингибитора в продукцию скважин. Большинство применяемых ингибиторов в зависимости от свойств и состава нефти, от способа подачи дозируются в пределах 50…500 г.150У1

Агрегат АДП предназначен для депарафинизации скважин горячей нефтью. Агрегат, смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ_255Б1А, включает в себя нагреватель нефти, нагревательный насос, системы топливно- и воздухоподачи к нагревателю, систему автоматики и КИП, технологические и вспомогательные трубопроводы.

Привод механизма агрегата - от двигателя автомобиля через трансмиссию.

Управление работой агрегата - из кабины водителя автомобиля, где размещены основные КИП 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. Технологическая схема проведения обработки горячей нефтью представлена на рис. 2.4. Данный вид обработок имеет ряд недостатков:

1) при откачке более одной автоцистерны существует необходимость остановки агрегата, что приводит к возникновению «температурной ямы»;

2) в скважину закачивается большое количество нефти;

3) работы проводятся не постоянно, а периодически, что создает благоприятные условия для парафинообразования в межочистной период, повышаются нагрузки на головку балансира станка-качалки, штанги;

4) штатные датчики агрегатов имеют погрешность 30 ⁰С.

Некоторые из вышеперечисленных недостатков в РУП ПО «Белоруснефть» удалось решить.

На агрегатах АДПМ были установлены системы спутниковой навигации со сменным блоком записи информации, преобразователи температуры «Emerson» серии 644Н-NA_Х1 с выводом информации на электронное табло в кабине водителя и записью информации в блок GPS_датчика. В агрегате была изменена конструкция приемного трубопровода, что позволило вести обработки скважин горячей нефтью непрерывно. Рассмотрим более подробно эту технологию.

Последовательность проведения обработок с «тройником»:

- к агрегату подключается АЦН №1;

- между гибким шлангом агрегата и линией слива АЦН находится специально изготовленная вставка для слива нефти из трубопровода АЦН и шланга;

- по прибытии АЦН №2, она подсоединяется к агрегату при помощи шланга без вставки;

- из трубопровода стравливается воздух при помощи специального, врезанного в трубопровод вентиля;

- когда в АЦН №1 остается приблизительно 1м³ нефти, открывается задвижка №2;

- примерно через 1 минуту после этого закрывается задвижка №1;

- после переключения нефть через вентиль на вставке сливается в ведра.

При этом в момент смены АЦН характерным является то, что температура нагреваемой нефти не изменяется. Она остается в тех же пределах, что и в середине обработки. В то время, как при обычной обработке АДП, во время смены емкостей происходит снижение температуры закачиваемого носителя, а также снижение на выходе из АДПМ до +40 - + 20С, что существенно влияет на характер и результат проводимой обработки.

Обработка АДП с «тройником», проведенная на скв. 193 Речицкого месторождения, является довольно показательной. Следует отметить, что данная скважина находится под контролем БелНИПИнефть - контроль за своевременным и регулярным проведением обработок АДП с объемом 24м³ и обязательным соблюдением МОП 15 суток. По данной скважине регулярно снимаются нагрузки по системе «Delta-X». Данные по нагрузкам до и после проведения обработки с «тройником» представлены в таблице 2.6 и на рис. 2.8.

Таким образом, хорошо видна разница в значениях нагрузок, снятых по динамограммам системы «Delta-X» до и после обработки АДП с «тройником», что говорит об эффективности проведенной обработки с применением устройства обеспечивающего непрерывность обработки скважин горячей нефтью при помощи агрегата АДПМ_12сут, динамический уровень - 1178 м, обводненность - 0%. Нагрузки в ТПШ на протяжении 11 месяцев 2007 г. изменялись в пределах Рmax = 5098 - 6619 кг, Рmin = 2820 - 5338 кг, напряжение в ТПШ по Одингу составляло 63,3 - 75,3 МПа и 61,9 - 72,3 МПа.

Таблица 2.6 Значения нагрузок, снятых по системе «Delta-X» при обработках АДП скважины №193 Речицкого месторождения

№ п/п	Дата обработки	Нагрузки по системе «Delta-X»	Примечание
		До обработки	После обработки
		Pmax, кг	Pmin, кг	Напр_е в ТПШ по Одингу, МПа	Pmax, кг	Pmin, кг	Напр_е в ТПШ по Одингу, МПа
1	15.10.04	7400	1589	122,0	7716	1348	130,4	Обычная обработка АДПМ
2	29.10.04	7800	1224	133,2	7766	1063	134,2	Обычная обработка АДПМ
3	12.11.04	7849	1166	134,7	6430	2456	94,0	Обработка АДПМ с тройником
4	26.11.04	7400	1589	94,3	6461	2479	94,3	Обычная обработка АДПМ

За 2007 г. на скважине провели 24 обработки. Из них без осложнений и с явным эффектом прошли только 8. Максимальное снижение нагрузки по «Delta-X» после проведения обработки отмечено 17.08.2007 г. В 11 случаях отмечено незначительное снижение нагрузки в ТПШ на 0,3 - 4,5%.

В пяти случаях после проведения обработок нагрузки в ТПШ выросли по сравнению с нагрузками до обработки:

19.01.2007 г., 22.06.2007 г. и 20.07.2007 г. были проведены непрерывные обработки, нарушения выявлены не были.

05.01.2007 г. несмотря на то, что две емкости с товарной нефтью приехали на скважину одновременно, обработка была проведена с перерывом 15 минут.

23.11.2007 г. представители БелНИПИнефть во время проведения обработки не присутствовали. По GPS - обработка проходила с перерывом.

Рост нагрузки после обработки скважины горячей нефтью в ТПШ в рассматриваемых случаях может быть связан с «зажимом» сальникового уплотнения полированного штока на устье скважины перед обработкой для предотвращения утечек нефти.

В таблице 2.7 представлено изменение физико-химических свойств продукции скважины №193 Речицкого месторождения при обработке скважины горячей нефтью.

Таблица 2.7 Физико-химические свойства продукции скважины №193 Речицкого месторождения при обработке скважины горячей нефтью

Дата отбора	Условия отбора	Плотность, г/смі	КСП
26.10.2007	до обработки	0.869	532.2
	1:00	0.873	532.2
	1:30	0.88	537.3
	2:00	0.88	524.9

В процессе проведения обработок с помощью АДП коэффициент светопоглощения и плотность нефти сначала увеличиваются, что свидетельствует о начале, а затем и максимальном выносе АСПВ из скважины. Так как к концу обработки отмечается снижение Ксп нефти, можно сделать вывод, что времени обработки скважины достаточно и обработка эффективна.

ННО подземного оборудования составляет 1235 суток, что превышает максимальную ННО п запуска скважины;

- УПНП и РС при подъеме п63К13 горизонтальным простого действия. Схема обвязки такого дозатора приведена на рисунке 16.

Ингибитор из ёмкости через вентиль и секущую задвижку поступает в дозаторный насос, который подключён к затрубному пространству скважины. Рычаг привода дозатора приводится в движение посредством тяги от балансира станка-качалки.

Дозатор может подавать ингибитор как в малый затруб полуторорядного лифта), так и в большой затруб), в зависимости от конструкции скважины. В первом случае уменьшается объём ИПГ при заполнении затрубного пространства, но увеличивается металлоёмкость конструкции скважины, ингибитор поступает в колонну НКТ с определённой глубины, что увеличивает вероятность запарафинивания лифта НКТ при отложении АСПО ниже циркуляционных отверстий. Во втором случае объём ингибитора при заполнении затрубного пространства увеличивается в пять раз, однако упрощается конструкция скважины и ингибитор будет поступать непосредственно на приём насоса, что гарантирует прохождение его по всей колонне НКТ.

Оптимальная концентрация ингибитора, вводимого в затрубное пространство, должна обеспечивать содержание ИПГ_12 на выходе со скважины не менее 200 грамм на 1 тонну добываемой нефти.

Объектами для внедрения ингибитора парафино-гидратообразований были выбраны скважины, продукция которых характеризуется высоким содержанием смоло-асфальтенов, а также большинство отказов, на которых происходит по причине запарафинивания подземного оборудования.

В настоящее время 25 скважин на Речицком месторождении оборудовано дозаторами для закачки ИПГ_12.

Недостатком применяемой технологической схемы является процесс «застаивания» ингибитора в малом затрубном пространстве скважины и попадание «свежей» порции раствора ИПГ_12 в интервал АСПО только через длительный промежуток времени, что отрицательно сказывается на эффективности ингибирования продукции скважин. Скорее всего, именно по этой причине происходит запарафинивание некоторых скважин Речицкого месторождения, на которых применялась технология дозирования ИПГ_12.

Известно, что за счет физико-химических процессов, происходящих в дисперсных системах, и реагирования растворителя с АСПО, находящимися в затрубном пространстве, растворитель насыщается АСПО и его можно считать в той или иной степени «отработавшим». Все это приводит к следующим негативным процессам:

- снижению эффективности растворителя по отношению к высоковязкой нефти, как реагента - разбавителя последней;

- снижению эффективности воздействия растворителя по отношению к выпавшим частицам АСПО, непосредственно, после попадания реагента в НКТ.

Для исключения отрицательных процессов, описанных выше, технологическая схема добычи высоковязкой нефти предполагает дозирование растворителя также по напорным трубам, спускаемым в затрубное пространство скважины ниже приема штангового глубинного насоса. Рекомендуется присоединение напорных труб через патрубок с узлом ввода к хвостовику скважины для улучшения процесса смешивания растворителя с высоковязкой нефтью.

Внедрение оборудования дозированной подачи реагента в скважины с целью воздействия на АСПО и оценка его эффективности

Применяемая на сегодняшний день на ШГН-скважинах «РУП «ПО «Белоруснефть» технология дозирования ингибитора ЭТН ИПГ_12 недостаточно эффективна по причине продолжающихся отказов подземного оборудования вследствие запарафинивания.

Основная причина низкой эффективности данного химического метода предупреждения выпадения АСПО заключается в подаче ингибитора в затрубное пространство скважины, где происходит процесс его «застаивания», сопровождающийся попаданием порции раствора в интервал АСПО только через длительный промежуток времени, что отрицательно сказывается на эффективности ингибирования продукции скважин. Причем дозирование ИПГ_12 происходит не в «чистом» виде, а в растворе «товарная нефть+БСП+ИПГ_12», что может приводить к расслаиванию раствора и образованию донного осадка в емкости. Параллельно с недостатком в способе подачи ИПГ_12 происходит перерасход реагента по причине периодических «подливов» раствора с ингибитором в затрубное пространство скважины с целью предотвращения угрозы отказа подземного оборудования по причине запарафинивания в случае роста нагрузок на головку балансира. Кроме того, после ПРС в начале работ по внедрению реагента весь объем затрубного пространства скважины заполняется приготовленным раствором ингибитора в товарной нефти.

В 2004 г. предлагалась альтернатива применяемой технологии - специальное оборудование для дозированной подачи реагента в скважину. Предполагалась разработка и внедрение данной технологии силами «БелНИПИнефть». Однако выяснилось, что в 2002 г. предприятие ООО «Синергия-Лидер» освоило производство данной технологии, которая в течение нескольких лет успешно используется на месторождениях ООО «Лукойл-Пермьнефть», ОАО «Северная нефть». За сравнительно небольшой период времени получены хорошие результаты - межремонтный период проблемных скважин увеличился в 6 раз. Благодаря использованию бронированного трубопровода, исключены потери химического реагента, уменьшена дозировка, осуществлен спуск бронированного трубопровода на глубину 3000 м.

Схема и описание оборудования

Оборудование для дозированной подачи химического реагента состоит из наземного и скважинного оборудования.

Наземное оборудование включает в себя следующее: блок подачи реагента, наземный трубопровод и устройство ввода.

В зависимости от варианта исполнения блока изготавливаются следующие типы наземного ОПР:

- ОПР с блоком подачи реагента

- ОПР с устьевым блоком подачи реагента.

УБПР состоит из двух герметичных секций, разделенных между собой перегородкой.

В одной секции УБПР находится емкость и гидравлическое оборудование, в другой КИП и автоматика. Емкость может быть как с подогревом, так и без него и имеет указатель уровня для контроля расхода реагента.

БПР включает в себя емкость с подогревом или без него и имеющая указатель уровня для контроля расхода реагента; насос-дозатор, осуществляющий непрерывное объемное дозирование реагентов; циркуляционный насос, предназначенный для заполнения емкости реагентом с периодическим перемешиванием последнего. Шкаф управления поддерживает локальное управление приводами насосов-дозаторов.