Экологически безопасные технологии добычи нефти в осложненных услови

Для удаления АСПО путем периодических тепловых обработок лифта, выкидного трубопровода или нефтесборного коллектора и плавления образовавшихся отложений применяются различные теплоносители: острый водяной пар, нагретые нефть, вода, водные растворы ПАВ, продукты экзотермических реакций.

Поверхностно-активные вещества в воде при тепловой обработке скважин применяются для придания промывочной жидкости гидрофилизирующих и диспергирующих свойств. Удаляемые с поверхности фрагменты АСПО диспергируются в водной среде, а гидрофильные ПАВ, сорбирующиеся на металлической поверхности, выполняют на ней функцию ресорбентов твердых углеводородных компонентов нефти.

Повышение температуры нефти способствует (наряду с расплавлением) улучшению ее растворяющей способности по отношению к АСПО.

С целью минимизации тепловых потерь в стволе скважины при одновременном снижении темпа накопления АСПО фирмой Kanasaki Termal System (Япония) разработаны термоизолированные НКТ. Высокая стоимость предлагаемых изолированных НКТ ограничивает их применение в скважинах.

Создание электромагнитных полей. Установлено, что переменное электрическое поле с частотой 50 Гц и напряжением до 6000 В/см способствует снижению прочности парафиновых агрегатов. Имеются немногочисленные данные о положительных результатах применения метода в промысловых условиях. По результатам опытных работ, выполненных фирмой IROC (США), за три месяца испытаний на скважине с дебитом до воздействия 1 т/сут ее дебит увеличился до 1,5 т/сут с исключением еженедельных обработок химреагентами. Материальные (финансовые) затраты при этом достигают 25 тыс. долл. на скважину за счет сложной электрокомпоновки оборудования.

Достаточно широкое распространение на зарубежных и отечественных промыслах находят магнитные аппараты различных конструкций. Принцип действия постоянных магнитов заключается в из-

21

менении физических свойств и надмолекулярной структуры асфальтеносмолопарафиновых образований, других коллоидных частиц, выполняющих роль центров кристаллизации парафинов, а также водогазонефтяного потока ориентированным определенным образом магнитным полем путем нейтрализации и модификации электростатических зарядов. При этом достигается значительное снижение адгезии твердой (аморфной) фазы потока на металлических поверхностях внутрискважинного оборудования и увеличение числа центров кристаллизации, что способствует более легкому отрыву отложений и выносу частиц АСПВ потоком жидкости на поверхность.

Магнитные аппараты представляют собой либо совместимые с НКТ трубы, патрубки или муфты с внешним кожухом, в котором находятся генераторы магнитного поля, либо внутренние устройства с креплениями, размещающиеся внутри НКТ в потоке скважинной продукции. Аппараты первого типа – «Магнифло» конструкции компании «Петролеум Магнетик Интернешнл» и «Энеркет» компа-

нии Para-Tech Energy Services Inc., МИОН; аппараты второго типа – МОЖ конструкции НПФ «Технологические системы», МАС-2,1-2,8 конструкции ООО «ПермНИПИнефть» и др. Использование магнитных аппаратов требует их адаптации к конкретному типу нефти и к индивидуальным особенностям добываемой скважинной продукции.

В научной и патентной литературе описаны методы вибровоздействия (волновое воздействие) на АСПО с целью нарушения их структуры с последующим выносом частиц различных отложений потоком жидкости на поверхность. Однако основной недостаток таких методов состоит в интенсивной потере звуковой волны. Более эффективно влияние вибрации в композиции с растворителями и ингибиторами парафиноотложения.

Химические методы

Наиболее распространенным способом предупреждения образования и удаления АСПО по количеству разработок и технологий

22

их применения является использование химических реагентов в виде веществ различных классов, выполняющих те или иные функции при удалении и предотвращении парафиноотложений. В химические реакции с обрабатываемыми средами эти вещества, как правило, не вступают.

Химические реагенты для борьбы с АСПО подразделяются на вещества или их смеси для удаления АСПО (растворители, растворы ПАВ) и составы для предотвращения образования парафиновых отложений (ингибиторы). В последнее время обострение проблемы АСПО дало толчок к широкомасштабному применению химических методов и развитию изысканий в этой области.

Углеводородные растворители. Эффективным способом уда-

ления АСПО с поверхностей внутрискважинного оборудования является применение растворителей на основе легких углеводородных фракций (ЛУФ) нефти, композиций ЛУФ с нафтеновыми и ароматическими углеводородами, а также с ПАВ, побочных продуктов и отходов различных производств с добавками ПАВ. Не получили распространения высокоэффективные растворители на основе хлорорганики из-за их отрицательного воздействия на процессы переработки нефти.

Существует несколько способов промывки скважин углеводородными растворителями с целью удаления АСПО, которые для механизированного фонда можно свести к следующим:

1)закачка растворителя в межтрубное пространство с продавкой либо без продавки через прием насоса нефтью или водой;

2)закачка растворителя в затрубное пространство с последующей циркуляцией его в течение некоторого времени по схеме «затрубное пространство – НКТ – устье скважины – затрубное пространство»;

3)нагнетание растворителей в трубное пространство НКТ со срывом насоса или с использованием специального клапанного устройства выше подвески насоса;

4)промывка растворителем через НКТ после подъема насоса и штанг при проведении подземного ремонта скважин (ПРС).

23

Обратная и прямая промывка растворителем могут осуществляться как с выдержкой его в скважине для увеличения времени контакта с АСПО, так и с запуском скважины в работу для циркуляции растворителя и полного насыщения его компонентами парафиноотложений (работа скважины по схеме «сама на себя» возможна при определенной обвязке оборудования устья).

Трудно выделить какой-либо из способов как наиболее предпочтительный. Однако в целях необходимости преимущественной очистки НКТ вторая и третья технологии более рациональны и позволяют существенно сократить расход растворителя.

Интенсивно парафинящиеся участки промысловых нефтепроводов также подвергаются промывке растворителем, которая осуществляется через выкид (устьевую арматуру) скважины или, что может быть более рациональным, через скважину. При этом очищается ее подземное оборудование и незначительный по протяженности трубопровод.

В России в качестве углеводородных растворителей наиболее широкое распространение получили фракции легких углеводородов (ШФЛУ, гексановая фракция, газовый бензин, сольвенты, ароматические фракции), продукты катализа риформинга (Стабикар), а также композиционные растворители на их основе – СНПХ-7р-14 и ФЛЭК-Р.

Ингибиторы АСПО. В случае малых межочистных периодов (МОП 30 сут) перспективными являются способы физико-хими- ческого воздействия на систему, в том числе применение различных химических реагентов – ингибиторов АСПО. Большая часть ингибиторов, имеющихся в настоящее время на рынке реагентов для добычи нефти, относится к типу так называемых смачивателей (гидрофилизаторов). Они, как правило, представляют собой многофункциональные смеси гидрофильных ПАВ. Их функциональное действие заключается в адсорбции на металлических поверхностях с постоянно возобновляемой и устойчивой в динамике гидрофилизацией последних по пленочному механизму, что позволяет предотвращать на них образование АСПО из раствора. К преимуществам

24

данной группы ингибиторов можно отнести возможность эффективной работы в условиях увеличения обводненности добываемой нефти, а также возможность подачи реагента в интервал начала выпадения АСПО. ПАВ-смачиватели поликомпонентны и, как следствие, полифункциональны; они водорастворимы, поэтому неприменимы для ингибиторной защиты оборудования при добыче высокопарафинистой безводной нефти.

Другой тип реагентов ингибиторов АСПО – детергентыдиспергаторы. При введении в систему они воздействуют на процесс кристаллизации твердых компонентов нефти на макромолекулярном уровне с образованием адсорбционного слоя из молекул реагента на мелких зародышевых кристаллах углеводородов. При этом снижается способность образовавшихся таким образом твердых частиц к слипанию между собой и прилипанию к стенкам нефтепромыслового оборудования. Механизм их действия имеет в большей степени физическую природу. Тот же эффект, например, дает нагревание нефти с выпавшим парафином, когда в роли детергентовдиспергаторов выступают асфальтеносмолистые компоненты нефти.

Достоинством детергентов-диспергаторов является, помимо эффективного предотвращения АСПО в условиях скважин и трубопроводов, иногда не менее эффективная защита от донных осадков в резервуарах за счет удержания взвеси микрокристаллов в объеме нефти. Недостатком таких ингибиторов выступает необходимость доставки основной их массы в точку с температурой выше температуры насыщения нефти парафином (которая может находиться уже в призабойной зоне), а также пропорциональное количеству твердых углеводородов в нефти увеличение дозировки ингибитора.

К отдельной группе ингибиторов относят депрессаторы – вещества, способные эффективно изменять условия кристаллизации парафина, понижая тенденцию отдельных молекул к образованию центров кристаллизации и последующему формированию надкристаллических структур. Достоинства и недостатки данной группы ингибиторов идентичны описанным выше детергентам-диспер- гаторам.

25

Если вышеперечисленные добавки, ингибирующие АСПО, представлены в основном поверхностно-активными веществами различных классов, то группа модификаторов имеет иную химическую природу, сходную с природой твердых метанонафтеновых углеводородов нефти. Эти реагенты при температурах около температуры насыщения нефти парафином вступают во взаимодействие с молекулами твердых углеводородов, модифицируя систему с приданием ей комплекса необходимых свойств. Механизм модификации кристаллов парафина, выпадающего из нефти, может быть различным. Возможны следующие варианты:

1)модификатор выпадает из раствора при температуре, несколько более высокой, чем температура помутнения нефти, и образует многочисленные центры кристаллизации;

2)модификатор выпадает из раствора при температуре помутнения нефти и сокристаллизуется с твердыми углеводородами;

3)модификатор выпадает из раствора при более низкой температуре, чем точка помутнения, и адсорбирует образовавшиеся кристаллы.

Модификаторами кристаллов служат олиго- и полимерные материалы, например полиэтилен, сополимерные эфиры, производные полиуглеводородов и др.

Основным достоинством модификаторов является удержание парафина в нефти в диспергированном состоянии на всем пути от забоя скважины до нефтеперерабатывающего предприятия. Этим определяется преимущество их применения в сравнении с другими способами и технологиями борьбы с АСПО. Из перечисленных групп ингибиторов в качестве наиболее эффективных выделяют именно модификаторы. Следует отметить, что в отечественной нефтехимической промышленности производство сложных олиго- и полимерных компонентов для выпуска товарных форм ингибито- ров-модификаторов развито недостаточно.

Применение различных реагентов для предотвращения парафиноотложений введением их в поток добываемой жидкости существенно отличается от других химических методов борьбы с АСПО,

26

таких как промывка скважин. Технологии применения ингибиторов также могут существенно различаться. Основные общепринятые технологии для добывающих скважин следующие:

1)ударная разовая многообъемная дозировка,

2)периодическая дозировка,

3)непрерывная дозировка.

Первый способ наиболее прост в осуществлении и реализуется закачкой большого объема ингибитора в затрубное пространство скважины, где он за счет более высокой, чем у нефти, плотности опускается к насосу, подхватывается ненормируемыми дозами в поток жидкости и предотвращает образование АСПО по типичному для своей группы механизму. При этом ввод ингибитора в обрабатываемые среды желательно производить в зоны с как можно более высокой температурой.

На некоторых месторождениях проводится подача ингибито- ров-модификаторов АСПО в виде ударной дозы по иной технологии. Раствор реагента закачивают в скважину и продавливают в пласт нефтью, имеющей плотность, меньшую плотности раствора ингибитора. Объем продавочной жидкости в 2–5 раз превышает объем раствора реагента. В процессе эксплуатации скважин поли- мер-модификатор диффундирует в нефть, поступающую в скважину. Тем самым осуществляется его дозировка, пролонгированная во времени. При такой подаче ингибитора АСПО в систему необходимо учитывать ряд факторов, в том числе приемистость пласта в данных условиях и сорбируемость ингибиторов породой коллектора.

Технологии непрерывной дозировки ингибиторов АСПО в скважинные потоки различают по месту ввода рабочего агента. Применяются для этих целей глубинные и устьевые дозаторы. Наибольшее распространение до настоящего времени имеют устьевые дозаторы, применение которых возможно практически при любом способе эксплуатации скважин. Они представляют собой дозировочный насос, устанавливаемый на устье скважины и позволяющий производить заданную дозировку реагента в зависимости от дебита.

27

Суточный расход ингибитора при непрерывной дозировке определяется с учетом его удельного расхода и дебита скважины.

В случае применения твердых ингибиторов, а также на скважинах, оборудованных насосами, целесообразно применение глубинных дозирующих устройств, а также дозирующих устройств с так называемыми капиллярными трубками. Глубинные дозаторы, выполненные в виде контейнеров из НКТ, заполненных реагентом, спускаются в скважину под насос в виде хвостовиков. Дозированное поступление реагента из контейнера в скважинную жидкость осуществляется с использованием гравитационных эффектов, периодических упругих перемещений колонны НКТ в скважинах, оборудованных станками-качалками, и др.

Наиболее эффективным в технологическом отношении является ввод ингибиторов в поток скважинной жидкости в заданных точках с помощью специальных трубок и устьевых дозаторов.

Выбор того или иного способа применения ингибиторов АСПО напрямуюзависитотконкретныхусловийработыдобывающейскважины. В связи с этим реализацию любой программы ингибиторной борьбы с АСПО следует начинать с тщательного анализа работы фонда скважин, геолого-технических характеристик их эксплуатации, получения данных лабораторных исследований по составам обрабатываемых сред и результатамвоздействиянанихтехилииныхреагентов.

Микробиологический метод

Основной предпосылкой для реализации микробиологического метода является способность углеводородокисляющих бактерий в процессе своей жизнедеятельности расщеплять высокомолекулярные парафиновые углеводороды с образованием СО2 и ряда низкомолекулярных жирных (от муравьиной до пировиноградной) кислот с по- верхностно-активными свойствами. Образующиеся при этом биоПАВ и биополимеры служат дополнительными ингибиторами АСПО.

Для осуществления такого технологического варианта борьбы с АСПО на устье скважины готовится специальный раствор из био-

28

массы микроорганизмов и питательных веществ для них. Обогащенный кислородом раствор закачивается в межтрубное пространство, и скважина запускается на самоциркуляцию на определенное время. Как правило, метод реализуется на неглубоких скважинах, оборудованных штанговыми насосами, добываемая продукция которых не содержит сероводорода, характеризуется низким газовым фактором и повышенным содержанием парафиновых углеводородов в АСПО. Межочистной период работы скважин при применении этого метода может возрасти с 1–2 до 6–12 мес.

На российских нефтяных промыслах опытные работы по данной технологии проводил НИИнефтепромхим, преимущественно на объектах АО «Татнефть», со средней успешностью 60 %. В США работу по разведению штаммов бактерий и применению их на про-

мыслах ведет фирма Micro-Bac International, в Канаде – Kiseki Technology.

Покрытие внутренней поверхности НКТ

Данный метод основан на покрытии внутренней поверхности НКТ гладкими и (или) гидрофильными материалами с целью снижения адгезии АСПО. Наиболее надежными из материалов покрытий в этом отношении зарекомендовали себя стекло, эпоксидные и полимерные композиты. Фирмой Dowell Schlumberger (США) предложено модифицировать поверхность НКТ серным ангидридом (SO3) непосредственной закачкой его в скважину после очистки труб. Однако применение этого метода сопряжено с высокой токсичностью SO3, коррозийной активностью образующейся при его контакте с водой серной кислоты и по этим причинам не находит широкого практического использования.

С целью минимизации тепловых потерь в стволе скважины при одновременном снижении темпа накопления АСПО фирмой Kanasaki Termal System (Япония) разработаны термоизолированные НКТ. Указанный метод лежит на границе тепловых методов и методов модификации НКТ.

29

Основные недостатки модификации поверхности НКТ нанесением защитных покрытий заключаются в следующем:

–рост стоимости НКТ;

–повышенные требования к соблюдению мер предосторожности при их транспорте и монтаже (структура гидрофильных материалов предопределяет их хрупкость, а повреждения поверхности гладких материалов, даже незначительные, приводят к резкой локальной интенсификации образования АСПО);

–часто наблюдается кратковременность эффекта ингибирования АСПО из-за быстрой гидрофобизации покрытий и нарастания парафиноотложений в такой области;

–покрытия быстро повреждаются в процессе эксплуатации вследствие абразивного износа, ударов колонны штанг или деформации НКТ.

В то же время опыт применения полимерных покрытий НКТ на промыслах Татарстана указывает на высокую эффективность данной технологии.

3.2. Отложение неорганических солей

При эксплуатации нефтяных месторождений возможны процессы солеотложения на скважинном оборудовании, обусловленные изменением термодинамических условий и физико-химического равновесного состояния минерализованной попутно добываемой воды при ее движении из пласта в скважины от зоны перфорации до устья по колонне НКТ и далее по системе сбора нефти. Проведение капитальных ремонтов скважин, ремонтов скважинного оборудования и технологических операций может сопровождаться смешиванием пластовой воды с водой иного солевого состава, что также вызывает нарушения физико-химического равновесия в водных растворах.

Солеотложения присутствуют при любых способах эксплуатации скважин, являясь причиной образования пробок в эксплуатационной колонне или колоннах НКТ, заклинивания плунжера штанго-

30