2.4. Применение нанореагентов для регулирования образования асфальто-смолисто-парафиновых отложений в скважинах

Особенности формирования асфальто-смолисто-парафиновых отложений (АСПО) в технологическом оборудовании скважин опре­деляют технологические показатели их работы и себестоимость до­бычи нефти. Исходя из модели образования АСПО вследствие изме­нения термобарических условий и механического прилипания АСПО к стенкам скважины удаление АСПО проводится либо путем подачи в скважину различных реагентов, которые или растворяют АСПО или прогревают зону АСПО, либо скважинными нагревателя­ми, либо механическими способами с использованием скребков. Некоторые технологии позволяют удалять АСПО даже при отсутст­вии циркуляции внутри НКТ, что было успешно реализовано на Ромашкинском месторождении.

Формирование АСПО с позиции теории кристаллизации позво­ляет прогнозировать успешность для их снижения за счет 1) введения дополнительных центров кристаллизации и 2) искусственного фор­мирования центров кристаллизации за счет локального изменения термодинамических параметров жидкости в подъемнике.

Первая из этих технологий может реализовываться с примене­нием реагентов фирмы «SHELLSWTM» или отечественного реагента марки ДП-МР. Кроме этих реагентов был исследован наноразмерный (с размером частиц менее 0,1 мкм) суперфобный реагент марки «А». Лабораторные эксперименты по проверке первой технологии выполнялись с использованием криогенного циркуляционного тер­мостата и термостатируемой водяной бани, в которую помещалась емкость с фиксированным объемом нефти - метод «холодного стержня». Результаты этих лабораторных испытаний привед ены на рис. 2:

Рис.2. Зависимость количества отложения парафинов М от концентрации С наноингибитора парафиноотложений

Эксперименты показали, что при добавках нанореагента «А» в количестве более 0,01%-вес. на литр нефти Рязанского НПЗ с 5% со­держанием парафина абсолютное выпадение АСПО на стандартную поверхность (при разнице температур 45°С) уменьшается почти в пять раз по сравнению с выпадением АСПО без добавки реагента «А» в том же режиме испытаний. Видно, что при равных расходах и оди­наковых условиях эксперимента ингибирующая эффективность нано­реагента «А» превосходит аналог фирмы «SHELLSWTM», примерно, в 2,5 раза и отечественный материал марки ДП-МР в 1,5 раза.

2.5. Изменение наноявлений на контакте вода- газ при утилизации низконапорного газа из газовых залежей и попутного нефтяного газа

Одной из важнейших проблем повышения эффективности добычи нефти и газа является утилизация низконапорного газа из газовых за­лежей с низким текущим пластовым давлением и попутного нефтяно­го газа. Естественный нефтяной газ состоит, в основном, из смеси предельных углеводородов и является, прежде всего, ценным хими­ческим сырьем. Но зачастую, низконапорный газ сжигают на факеле с потерей высокоценного химического и энергетического продукта с загрязнением окружающей среды продуктами сгорания.

На ряде объектов проблемы с таким газом решены - он по спе­циальным трубам подается на утилизацию.

Однако в ряде случаев утилизировать такой газ можно только подачей в линию высокого давления. Если линия высоконапорного газа недалеко, то часть этого высоконапорного газа можно использо­вать для дожима низконапорного газа. Если же такой вариант не реа­лизуется, то низконапорный газ сжигается на факелах.

Для утилизации низконапорного газа, в отсутствии возможности использовать для его поджима в высоконапорный газ, можно использо­вать воду, регулируя растворимость в ней газа специальными добав­ками, изменяющими наноявления на контакте вода-газ.

Способ предусматривает индивидуальную систему отбора низконапорного газа на каждой нефтяной скважине с приводом от работающего станка-качалки. В этом случае возникает возможность более эффективного сжатия газа до давления, превышающего давле­ние в выкидной линии без использования дополнительных источни­ков энергии, кроме той, которую расходуют на процесс извлечения нефти из скважины. Давление в выкидной нефтяной линии исполь­зуют для транспортирования газа. При этом существуют модифика­ции и трансформации способа таким образом, что в качестве низко­напорного можно использовать газ не только из скважины, но и газ на любой стадии переработки углеводородного сырья или химического производства.

На газовых скважинах низконапорный газ можно отбирать (улавливать) эжектором, через который прокачивают рабочую жид­кость с требуемым давлением для транспортировки низконапорного газа. После эжектирования водогазовую смесь с требуемым давлени­ем подают в сепаратор, где осуществляют отделение жидкости от га­за. Процесс сжатия низконапорного газа и транспортировки его в се­паратор осуществляют, зачастую, исключительно за счет использова­ния механической энергии струи эжектора. Конкретная схема сжатия низконапорного газа зависит от конкретных условий на объекте, свойств низконапорного газа и применяемой рабочей жидкости.

При использовании самой простой схемы механического сжатия низконапорного газа с применением в качестве рабочей жидкости во­ды, используемую воду облагораживают специальными добавками, изменяющими наноявления на контакте вода-газ, для снижения коли­чества остаточного газа в воде после сепарации водогазовой смеси. Очищенная в установке гидроочистки вода без серосодержа­щих примесей обладает повышенной сорбционной способностью, чем циркулирующая в качестве рабочей жидкости углеводородсодержащая среда. Чем больше очищенной от примесей воды поступает для подпитки циркулирующей рабочей жидкости, тем больше абсор­бируется сероводорода и других вредных примесей из сжимаемого низконапорного углеводородсодержащего газа, и тем более чистый газ получает потребитель. После сепаратора газ с требуемым для транспортировки давлением направляют в магистральный газопро­вод, а рабочую жидкость, в частности воду, возвращают в эжектор.