2.3 Специальная часть

2.3.1 Современный обзор и анализ по теме дипломного проекта

Парафинизация промыслового оборудования происходит при всех способах добычи парафинистой нефти, но характер распределения парафиновых отложений и интенсивность их роста несколько различны в зависимости от способов добычи и принятой промысловой системы сбора нефти, а также от состава нефти. Анализ исследований показывает, что отложения парафина обнаруживаются на стенках подъемных колонн выкидных линии, замерно-сепарационных устройствах, а также в системе внутрипромысловых сборных коллекторов.

Выпадение твердой фазы из раствора, в частности парафина из нефти, представляет собой сложное физико-химическое явление, в котором принимают участие многие факторы. Действие этих факторов направлено в сторону снижения растворяющей способности нефти, изменение условии ее пластового и термодинамического состояния. [2]

Известно большое количество исследований, позволивших выделить следующие необходимые условия формирования АСПО:

- наличие в нефти высокомолекулярных углеводородов, и в первую очередь парафинов;

- снижение температуры потока нефти до значений, при которых происходит выделение из нее твердой фазы;

- наличие поверхности с пониженной температурой, на которой кристаллизуются высокомолекулярные углеводороды с достаточно прочным сцеплением, исключающим возможность срыва отложений потоком газожидкостной смеси или нефти при заданном технологическом режиме.

Понижение температуры нефти до точки насыщения нефти парафином приводит к изменению агрегатного состояния компонентов нефти и образованию центров кристаллизации парафинов.

Кроме того, существует много факторов, способствующих или препятствующих интенсивному формированию отложений. К наиболее существенным из этих факторов могут быть отнесены: скорость потока, газовый фактор, состав углеводородов в каждой фазе смеси, состояние поверхности оборудования (подложки), обводненность продукции скважины. [8]

Интенсивность образования и состав АСПО определяются свойствами и составом добываемой нефти, термобарическими и гидродинамическими условиями продуктивных горизонтов, способом разработки и эксплуатации скважин. [9]

Существует две модификации кристаллов парафинов (рисунок- 2.2). [10] Первая способна существовать при повышенной температуре вплоть до температуры плавления парафина. Парафины данной модификации кристаллизуются в форме длинных, относительно крупных кристаллов, напоминающих по внешнему виду волокна. Вторая модификация устойчива только при пониженных температурах. Она представляет собой кристаллическое вещество и отличается твердостью, хрупкостью и неспособностью отдельных частиц спаиваться между собою. Кристаллизуется эта модификация в виде тонких пластинок.

а б

Рисунок 2.2- Микрокристаллическая и макрокристаллическая структуры нефтяного парафина

В процессе разработки месторождения Каракудук возможны осложнения, связанные с парафинизацией нефтепромыслового оборудования, системы сбора и подготовки нефти, с обводнённостью продукции скважин при выбранной системе разработки в режиме вытеснения закачиваемой водой, а также с необходимостью восстановления проницаемости призабойной зоны скважин.

В результате проведенного анализа установлено, что состав нефти и изменение термобарических условий при её добыче предопределяют вероятность выпадения АСПО в подземном оборудовании.

Нефть юрских отложений месторождения Каракудук характеризуется, как лёгкая, высокопарафинистая с большим содержанием смол и асфальтенов, застывающая при высокой температуре. Проведённые в 2003-2004 г.г. исследования свойств дегазированной нефти верхнеюрских отложений показали содержание парафина в среднем 21,22%, смол и асфальтенов – 7,94% с температурой застывания нефти +31⁰С. Процесс добычи таких нефтей сопровождается выпадением твёрдых органических отложений, содержащих парафины, асфальтены, смолы, масла и механические примеси. Выпадение асфальто-смолопарафиновых отложений (АСПО) в подъёмных трубах ведёт к их закупориванию, что приводит к снижению дебитов скважин.

По данным термометрии пластовая температура продуктивных горизонтов Ю-I-II и Ю-IVБ достаточно высокая, соответственно 104 и 114⁰С. Пластовое давление составляет соответственно 18.37 и 18.43 МПа. Если устьевая температура выше температуры застывания нефти при достаточно высоком газосодержании нефти (69.7-89.0 м³/т), можно предположить, что при таком технологическом режиме мелкие частицы парафина остаются во взвешенном состоянии и уносятся потоком жидкости, не откладываясь на стенках подземного оборудования. За период 2002-2004 г.г. из мероприятий по удалению АСПО только на скважине 91 в августе 2004 г. была проведена очистка скребком до глубины 2984 м. В 2003 г. во время проведения подземного ремонта скважин 181 и 186 наблюдались отложения парафина на внутренней поверхности НКТ.

На месторождении предотвращение застывания нефти и нефтяной эмульсии в выкидных трубопроводах, особенно в холодный период года, решалась путем применения выкидных трубопроводов с тепловой изоляцией и устьевого подогрева. Однако, тепловая изоляция, несмотря на ее достаточную эффективность, была реализована на ограниченном фонде скважин. В качестве устьевых подогревателей использовались печи, работающие на попутном газе.

Таким образом, необходимость поиска путей эффективной защиты выкидных трубопроводов от застывания в них добываемой продукции остается актуальной.

Наиболее эффективным является применение теплоизолированных стальных выкидных трубопроводов или трубопроводов из стекловолоконного материала и устьевого подогрева. Поскольку с увеличением обводненности продукции содержание в ней попутного газа снижается, в качестве печей устьевого подогрева рекомендуются печи типа ТЭН. (Приложение Е)

Химические методы в настоящее время наиболее широко используют в борьбе с АСПО. Выбор химического метода борьбы с АСПО основывается на тщательном изучении свойств добываемой продукции, ее поведении в пластовых условиях, скважине и наземном оборудовании. Выбор конкретных химических реагентов базируется на точном знании состава АСПО, механизма его формирования и исследовании выбранного химического реагента (композиции реагентов) в условиях лаборатории на применимость к конкретному составу отложений.

Окончательное решение использования реагента в промышленных масштабах зависит от объективного технико-экономического анализа, проводимого после промышленного испытания выбранного способа. [8]

На месторождении в целях предотвращения парафиноотложений в призабойной зоне и в подземном оборудовании скважин проводились опытно-промысловые испытания ингибиторов парафиноотложений.

в нагнетательные скважины для увеличения притока жидкости к забою за счет снижения вязкости добываемой продукции осуществлялась закачка 0,5% водного раствора ингибитора парафиноотложений «Дисперсоген V-4451». Испытания проводились в течение 5-ти дней по следующей технологии: 0,5% водный раствор ингибитора закачивался через БКНС в 24 нагнетательные скважины в объеме 9,6 м³/сут. Общий объем закачки составил 48 м³. Степень влияния водной эмульсии на процесс вытеснения нефти анализировалась по изменению дебитов жидкости и нефти в 43-х окружающих добывающих скважинах до и после закачки реагента с учетом проведенных геолого-технических мероприятий (ОГВ, ПГФ, ПРС и КРС). По результатам анализа установлено, что на 6 скважинах произошло увеличение дебитов жидкости и нефти. в 33 добывающих скважинах произошло уменьшение дебитов.

для борьбы с парафиноотложениями в призабойной зоны скважин и подземного оборудования проводились опытно-промысловые испытания ингибитора парафиноотложений «Дисперсоген V-4451» фирмы «Clariant GmbH» (Германия). с 17 по 21 декабря 2003 года испытания ингибитора парафиноотложений «Дисперсоген V 4451» проводились в соответствии с утвержденной рабочей программой и временной технологической инструкцией путем закачки в добывающие скважины.

При проведении технологии непрерывной подачи ингибитора «Дисперсоген V 4451» межочистной период (МОП) увеличился с 54 до 99 суток. При технологии периодической подачи произошло незначительное увеличение МОП.

Результаты проведенного анализа недостаточны для выдачи конкретных рекомендаций по применению ингибитора парафиноотложений «Дисперсоген V-4451».

Поэтому работы по поиску экономически выгодного ингибитора парафиноотложений были продолжены.

на 10 добывающих скважинах были проведены испытания диспергатора парафина «Прошинор АП 07» французской фирмы «СЕКА», разработанного для обработки сырой нефти.

Реагент «Прошинор АП 07» снижает рост кристаллов парафина, разрушает эмульсию, снижает температуру застывания нефти.

Ингибитор закачивался в межтрубное пространство дозировочным насосом из расчета 250-300 г/т нефти. Подача реагента дозировочным насосом или с помощью капельницы устанавливается в соответствии с суточным дебитом скважины.

Таблица 2.10-Параметры работы скважин, обработанных ингибитором парафиноотложений «Прошинор АП 07»

№ скв	Режим	Расход, сут/л

продолжение таблицы 2.10

	Qж м3/сут.	Qв, %	Qн т/сут.
181	7,6	12,1	6,68	1,67
186	8,5	9,4	7,7	1,93
6	6,5	13,85	5,6	1,4
116	6,5	7,7	6,0	1,5

138	7,2	12,5	6,3	1,575
124	9,0	10	8,1	2,025
11	6,3	11	5,6	1,4
158	9,8	8	9,01	2,25
125	5,1	13,7	4,4	1,1
8	8,0	8,75	7,3	1,825

По результатам осмотра подземного оборудования установлено, что на 5-ти скважинах МОП в среднем составил 95,6 сут. Скорость отложения парафина составила 0,08 мм/сут. На одной скважине запарафинивание оборудования произошло за 30 суток. Две скважины не принимали реагент.

В настоящее время на месторождении для обработки призабойной зоны пласта и очистки подземного оборудования от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) применяются тепловые методы, в частности, технология обработки скважин горячей нефтью с использованием агрегатов депарафинизаторов модернизированных (АДПМ-12/150 и АДПМ-Хотойл).

Обобщая изложенное, следует отметить, что на месторождении технология депарафинизации подземного оборудования скважин горячей нефтью представляется наиболее эффективной с использованием модернизированных агрегатов - депарафинизаторов (АДПМ-12/150 и АДПМ-Хотойл).

Устройство АДПМ-12/150, например, представляет собой нагреватель вертикальный, цилиндрический, прямоточный, змеевикового типа для нагрева нефти до температуры плюс 150 ⁰С при давлении до 16 МПа.

Агрегат АДПМ предназначен для депарафинизации призабойной зоны скважин горячей нефтью при температуре воздуха от -45 до + 40 С.

Наличие технологических и вспомогательных трубопроводов дает возможность быстро подключать агрегат к скважине и емкости с нефтью. Агрегат легко запускается в работу, нефть нагревается до установленной температуры за 20 мин. с момента пуска.

Агрегат монтируется на шасси автомобилей КРАЗ-65101, КРАЗ-65053, КРАЗ-6322, УРАЛ-5557, УРАЛ-43203.

Основные технические характеристики приведены в таблице -2.11.

Таблица 2.11-Технические характеристики АДПМ-12/150

Параметр	Значение
Производительность по нефти, м. куб./час	12 ± 0,5
Температура нагрева нефти, С
- безводной	150 ± 10
- обводненной до 30%	122 ± 5
Нагреваемая среда	нефть сырая
Вязкость, СПЗ, не более	400
Давление рабочее, МПа	16 ± 1
Топливо, используемое при работе агрегата	дизельное автотракторное
Расход топлива на нагрев нефти, кг/ч, не более	115
Нагнетательный насос	трехплунжерный 1.3 ПТ-50Д2
Топливный насос	шестеренчатый ШФ 0,6-25
Габаритные размеры, мм, не более
- длина	8200
- ширина	2500
- высота	3560

Успешность тепловых обработок 68%. Средняя продолжительность работы скважины с восстановленным дебитом после обработок - 9 сут. Межочистной период 52 дня.

Выводы и рекомендации.

С целью повышения эффективности проводимых мероприятий рекомендуется провести работы по отбору проб твердых отложений, определению их компонентного состава, подбору растворяющей композиции на основе углеводородных растворителей и разработке технологии их применения. По результатам исследований рекомендовать способы очистки подземного оборудования от АСПО.

Рекомендуется провести лабораторные исследования по подбору эффективных ингибиторов парафиноотложений для нефтей месторождения Каракудук. После проведения исследований рекомендовать применение ингибиторов для защиты подземного оборудования от АСПО.

Желательно определить температуру насыщения нефти парафином по глубинным пробам и проводить контрольные замеры устьевой температуры скважин.

Для удаления образовавшихся парафиновых отложений с поверхности подземного оборудования рекомендуется применять механический метод - скребок типа «система ножей» на геофизическом кабеле.

Провести опытно-промышленные испытания магнитно-индукционного метода на одной или двух скважинах.

Для очистки ПЗС и увеличения проницаемости скелета породы рекомендуются: гидроразрыв пласта, реперфорация (гидромеханическая щелевая перфорация), обработка скважин кислотно-углеводородной эмульсией.

Для выработки рекомендаций по изоляции обводнившихся пропластков необходимо провести специальные исследования по определению профиля притока и характера притока обводняющихся скважин.