В статье проводится анализ существующих методов борьбы с парафиноотложениями и возможности применения способа предотвращения их образования ингибированием в скважинах Фаинского месторождения.
Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения, механизм образования АСПО, методы борьбы с АСПО, ингибитор.
Нынешний этап развития нефтедобывающей промышленности России характеризуется значительным снижением дебита по добыче нефти вследствие ухудшения качества сырьевой базы, роста числа месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки, сопровождающуюся увеличением обводненности пластов и продукции скважин, а также увеличением доли трудноизвлекаемых запасов.
Одной из основных проблем при добыче парафинистых нефтей является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутренних стенках нефтепромыслового оборудования и насосно-компрессорных труб (НКТ). Отложения на стенках НКТ в скважинах механизированной добычи уменьшают проходное сечение и создают дополнительное сопротивление движению нефтяной продукции скважины, что повышает противодавление на насос (снижается производительность насоса, повышаются энергетические затраты, уменьшается КПД установки в целом). В конечном итоге, происходит перегрев электродвигателя ЭЦН и выход его из строя [3].
В настоящее время для борьбы с АСПО в скважинном и нефтепромысловом оборудовании широко применяются механические, химические, термические, а также новые способы, среди которых использование усовершенствовавших методов лакокрасочных покрытий трубы, применение магнитных полей, акустики, вибровоздействия [1].
Самый распространенный механический способ депарафинизации глубинно-насосного оборудования включает в себя применение различных скребков, укреплённых на колонне насосных штанг, ручных лебедок со скребками и др.
Рис.1. Скребки для очистки труб от парафина: а) раздвижной скребок; б) малогабаритный скребок
К термическим способам относятся прогрев труб паром в скважине или после извлечения их на поверхность; промывка колонны насосных труб путём закачки в них горячей нефти, нагреваемой на поверхности; прогрев труб электрическим кабелем или погружными электронагревателями, постоянно находящимися в скважине и включаемыми на период депарафинизации; ликвидацию парафиновых пробок «греющимся снарядом» на кабеле [1].
В свою очередь, самым эффективным является химический метод, который основывается на дозировании специальной смеси углеводородных реагентов в добываемую продукцию, что приводит к значительному снижению или полному избавлению от парафинистых отложений. А также, непосредственно для предупреждения образования АСПО могут применяться ингибиторы, действие которых основывается на адсорбционных процессах, происходящих на стадии фазового перехода компонентов из жидкого в твердое состояние [2].
Химические реагенты, применяемые при ингибировании, должны соответствовать некоторым критериям:
— не влиять на ухудшение подготовки нефти и воды;
— иметь достаточно низкую температуру застывания, например, при использовании их на месторождениях Западной Сибири в зимний период (около -50 о С);
— обладать хорошей эффективностью предотвращения образования АСПО при расходе ингибитора 100–300 грамм на тонну нефти [4].
На Фаинском месторождении проводились исследования по определению эффективности использования отечественных ингибиторов по борьбе с парафиноотложениями.
В результате экспериментов удалось получить некоторые данные, такие как расход растворителя и ингибитора, а также установить, что применение ингибитора приносит эффект только в скважинах с обводнённостью более 10 %.
Таблица 1
Потребность реагентов на обработку скважины
|
п/п |
Наименование реагентов |
Расход на 1 скважину |
Общая потребность |
|
1. |
Растворители |
6м 3 |
4678 м 3 |
|
2. |
Ингибиторы (типа1ТНПХ) ТНПХ) |
150 грамм на 1 тонну |
2660 тонн |
Результаты экспериментов показали низкую эффективность в процессе отмыва пленки нефти и предотвращение образования и замазывания отложений на стенках оборудования.
Следует отметить, что скважины с достаточно высокой обводнённостью (высоким динамическим уровнем) могут быть защищены подачей ингибитора и его периодической закачкой в затрубное пространство.
Таблица 2
Процентное соотношение количества скважин относительно динамического уровня
|
Динамический уровень, м |
Менее 1400 |
Порядка 1000 |
300–400 |
|
Кол-во скв-н, % |
24 |
60 |
16 |
Компанией ООО «Нефтехимсервис» в режиме постоянного времени проводились работы по организации обработки «ударными» дозами растворителем «Нефрас», в том числе с подачей ингибитора «СОПНАР» на приём насосов в коллектор. К сожалению, результат проведенной работы не показал требуемого эффекта.
Результат подачи другого вида ингибитора, а именно СНПХ-7843 в затрубное пространство добывающей скважины, показал небольшой, но положительный эффект при плюсовой температуре воздуха. Однако, при понижении температуры воздуха, эффект уменьшался.
Таким образом, примененный метод в борьбе с АСПО и предотвращении их образования показал необходимость развития этих технологий и дальнейший поиск эффективных реагентов для ингибирования скважин на Фаинском месторождении. На данном этапе полноценное использование ингибиторов, примененных в исследованиях для борьбы парафиноотложениями, на данном месторождении нерационально ввиду их малоэффективности и высоких экономических затрат.
Литература:
- Малышев А. Г., Черемисин Н. А., Шевченко Г. В. Выбор оптимальных способов борьбы с парафиногидратообразованием. Нефтяное хозяйство — 1997г. — № 9. С. 62–69.
- Ибрагимов Г. З., Фазлутдинов К. С., Хисамутдинов Н. И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник. — М.: Недра, 1991г.- 384. с.: ил.
- Мазепа Б.А Парафинизация нефтесборных систем и промыслового оборудования. — М. Издательство Недра, 1966г. 184. с.: ил.
- Горошко С. А. Влияние ингибиторов парафиноотложений на эффективность транспорта газового конденсата месторождения «Прибрежное». Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук: Краснодар, 2003.
