Асфальтосмолисто-парафиновые отложения представляют собой смесь твёрдых углеводородов, смол, парафинов и других компонентов нефти, которые при определённых условиях выпадают в осадок и образуют плотные отложения на стенках труб и оборудования. Это приводит к сужению скважин, ухудшению работы оборудования и необходимости частых ремонтов. Одной из основных причин образования АСПО является изменение температуры и давления нефти в процессе добычи, что приводит к кристаллизации парафинов и выпадению смол.
Ключевые слова : АСПО, парафин, технология, метод, дебит.
На Приобском месторождении наблюдаются следующие виды осложнений:
— отложения солей;
— асфальтосмолопарафиновые отложения;
— коррозия оборудования;
— механические примеси.
Нефть Приобского месторождения, по данным устьевых проб, в поверхностных условиях характеризуется следующим составом: содержание асфальтенов составляет 3,68 % по массе, парафина — 2,48 %, а смол силикагелевых — 10,84 %. Температура плавления парафина достигает 85°C. В период с 2014 по 2018 год по фонду скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов, было выполнено 1512 ремонтов. Из них 580 ремонтов (38,4 %) были преждевременными, а 7 ремонтов (0,5 %) — повторными, что было вызвано негерметичностью насосно-компрессорных труб (НКТ) с большой наработкой, снижением динамического уровня, засорением насосов и проведением геолого-технических мероприятий.
Среди 580 преждевременных ремонтов 29 % (119 ремонтов) были выполнены из-за снижения динамического уровня, 31 % (125 ремонтов) — по причине асфальтосмоло-парафиновых отложений, 15 % (60 ремонтов) — из-за негерметичности НКТ, в основном вызванной высокой наработкой, 7 % (30 ремонтов) — вследствие коррозии, 7 % (29 ремонтов) — из-за солеотложений, 6 % (25 ремонтов) — из-за снижения изоляции кабеля, и 5 % (20 ремонтов) — в связи с засорением насоса механическими примесями и солями
На Приобском месторождении успешно применяются несколько методов для предотвращения и борьбы с отложениями АСПО:
— химические методы, включающие применение ингибиторов АСПО, таких как ингибиторы парафиноотложений. Внедрение этих химических реагентов позволило значительно сократить частоту отказов оборудования, увеличив срок эксплуатации насосов в среднем на 25 % и снизив количество отказов электроцентробежных насосов (ЭЦН) на 30 %;
— тепловые методы, такие как промывка труб горячей нефтью и использование греющих кабелей, помогают плавить парафиновые отложения, тем самым поддерживая нормальный поток нефти и предотвращая падение дебита. Этот метод особенно эффективен в зимние периоды, когда температурные колебания увеличивают риск образования парафиновых пробок. Применение тепловых методов позволило увеличить средний дебит нефти на 12 %;
— механические методы, включая использование скребков, которые позволяют сократить количество отказов насосов, увеличив их наработку до отказа до 700 суток, что положительно сказывается на производительности скважин.
Эти методы доказали свою эффективность. Среднегодовая добыча нефти на месторождении увеличилась на 12 %, а количество простоев оборудования сократилось на 15 %. Для дальнейшего повышения эффективности борьбы с АСПО в условиях Приобского месторождения предлагаю дополнительные методы, направленные на оптимизацию процесса эксплуатации скважин.
Один из таких методов — внедрение нового ингибитора ПАРМАСТЕР 2020 МАРКА А, который показал свою высокую эффективность при промышленных испытаниях.
В зависимости от содержания парафинов в сырой нефти, ПарМастер 2020 марка А может быть введён в процесс горячей нефти в концентрации от 0,5 % до 5 % от объёма нефти. Это позволяет растворить парафиновые отложения, тем самым улучшая поток через насосно-компрессорные трубы (НКТ) без повреждений оборудования (рисунок 1).
ПарМастер 2020 марка А эффективно расщепляет тяжелые органические соединения в сырой нефти, включая твердый парафин и асфальтены, которые могут уменьшать поток нефти и снижать эффективность насосного оборудования, прилипая к стенкам трубопроводов и поверхностям насосов.
Рис. 1. Эффект ПарМастер 2020 марка А
Далее будут приведены результаты лабораторных испытаний ингибитора ПарМастер 2020 марка А, которые были проведены в ПАО «Роснефть». Испытания проводились с образцами нефти, имеющей вязкость 4,9 мПа∙с и содержание асфальтенов и парафинов в диапазоне от 3 до 6 % по массе, что соответствует параметрам нефти Приобского месторождения.
Использование ингибитора ПарМастер 2020 марка А показало значительное снижение скорости флокуляции — процесса объединения частиц в более крупные агрегаты. Коагуляция мелких частиц, которая обычно приводит к образованию отложений парафинов и асфальтенов, при добавлении ингибитора происходила крайне медленно и в меньших масштабах (рисунок 2).
Рис. 2. Зависимость снижения коэффициента флокуляции от концентрации ингибитора ПарМастер 2020 марка А
Ингибитор ПарМастер 2020 марка А помогает поддерживать нефтеотдачу на стабильном уровне, одновременно снижая эксплуатационные расходы за счёт уменьшения частоты обслуживания оборудования. Это особенно полезно в тех случаях, когда традиционные методы удаления асфальтенов, такие как химические реагенты, не дают долгосрочного эффекта.
Результаты применения ингибитора ПарМастер 2020 марка А для борьбы с асфальтосмоло-парафиновыми отложениями демонстрируют его высокую эффективность в реальных условиях эксплуатации нефтяных скважин. Основные показатели, полученные при использовании этого продукта, включают:
— увеличение суточной добычи нефти на 10–15 %. Это связано с тем, что ингибитор эффективно удаляет асфальтеновые и парафиновые отложения, которые снижают пропускную способность трубопроводов и оборудования. Удаление этих отложений восстанавливает нормальные условия работы скважин и увеличивает их производительность;
— продление срока службы оборудования. Регулярное использование ПарМастер 2020 марка А предотвращает накопление тяжёлых органических веществ, таких как асфальтены и парафин. Это снижает износ насосов, труб и другого оборудования, уменьшая количество внеплановых ремонтов и увеличивая надёжность эксплуатации.
Ожидается, что внедрение этого технического решения значительно повысит межочистной период, и, возможно, его продолжительность станет сопоставимой с межремонтным периодом для установок электроцентробежных насосов на Приобском месторождении. Это позволит отказаться от необходимости регулярного спуска скребков в скважины, что существенно сократит трудозатраты и обеспечит значительный экономический эффект.
Таким образом, ПарМастер 2020 марка А не только повышает эффективность добычи нефти, но и снижает эксплуатационные расходы, что делает его привлекательным решением для использования на нефтяных месторождениях.
Литература:
- Иванова Л. В. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения [Текст]/ Л. В. Иванова, Е. А. Буров// Нефтегазовое дело. — 2011. — № 1. — С. 268–284.
- Канарейкин В. В. Защита малодебитного фонда скважин от АСПО [Текст]/ В. В. Канарейкин, Н. Ю. Дроган // Инженер Сургутнефтегаза. № 1(5) май 2015, С 18–20.
- Малышев А. Г. Выбор оптимальных способов борьбы с парафиногидратообразованием [Текст]/ А. Г. Малышев, Н. А. Черемсин, // Москва: Техника и технология добычи нефти. 1997. № 9. С. 62–69
