Экологически безопасные технологии предупреждения осложнений при ра

3)гидрофобизация омываемых нефтью поверхностей скважинного оборудования; шероховатость (т.е. не абсолютная гладкость) поверхностей;

4)более низкая, чем для объема нефти, температура поверхностей металла.

Следует отметить, что до настоящего времени вопросы механизма образования отложений АСПВ в скважинах изучены недостаточно для того, чтобы однозначно представлять весь этот сложный процесс. По этой причине по-разному трактуется роль тех или иных факторов при воздействии на скважинные потоки с целью предупреждения образования АСПО [11, 12, 42, 43, 45] и в практической деятельности преобладает эмпирический подход к данному вопросу. По этой же причине эффективные в одних условиях (скважинах) методы, способы и технологии оказываются неэффективными в других условиях. В то же время роль таких факторов, как давление, температура, характер смачиваемости омываемых поверхностей, скорость движения нефти при подъеме в скважинах, содержание смол, асфальтенов

итвердых парафинов в составе пластовой нефти оценивается вполне однозначно, что дает возможность в той или иной мере целенаправленно решать вопросы предупреждения образования

иудаления отложений АСПВ. Существенные результаты достигнуты в разработке химических способов предупреждения образования АСПО, однако высокая стоимость эффективных реагентов не позволяет использовать их на промыслах в необходимых объемах, в том числе из-за разнообразия состава и свойств пластовых флюидов, а также различия условий в тех или иных скважинах. Состав АСПО сложен и непостоянен во времени и в разных точках системы [1, 51], что усложняет решение задачи эффективной борьбы с отложениями.

21

elib.pstu.ru

5. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЯ И УДАЛЕНИЕ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

Борьба с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями в промысловой практике ведется по двум направлениям:

1)предотвращение образования отложений на контактирующих с добываемой нефтью поверхностях внутрискважинного оборудования;

2)периодическое удаление АСПО с поверхностей скважинного оборудования, позволяющее восстанавливать его пропускную способность.

Методы борьбы с АСПО в скважинах подразделяются на механические и гидродинамические, физические, химические, микробиологические и комбинированные.

5.1.Механические и гидродинамические методы

При механических методах предотвращения образования АСПО в процессе эксплуатации добывающих скважин в них создаются определенные условия, при которых из потока скважинной продукции не происходит осаждения на металлической поверхности прочных отложений со структурно-механическими свойствами, а незначительные по размерам и непрочные образования легко смываются потоком. Достаточные для предупреждения или смыва парафиноотложений напряжения сдвига на металлической стенке достигаются путем регулирования скорости движения жидкости в стволе скважины и в насоснокомпрессорных трубах (создание повышенных перепадов давления, уменьшение диаметра НКТ и др.), а также путём создания гладких покрытий на внутренней поверхности насоснокомпрессорных труб.

Распространенным способом удаления АСПО с внутренней поверхности НКТ является применение различных скребковых

22

elib.pstu.ru

инструментов, спускаемых внутрь колонны на специальной проволоке или размещаемых на колонне насосных штанг [11, 50, 82]. В настоящее время ассортимент скребковых инструментов для очистки скважин достаточно широк и постоянно совершенствуется [66, 82]. Подбор определенного вида скребков и их модернизация (совершенствование) осуществляются с учётом условий конкретных месторождений и скважин.

Для периодической очистки нефтепроводов от АСПО из механических методов чаще всего используют шаровые разделители.

5.2. Физические методы

Физические методы подразделяются на тепловые, электромагнитные и волновые. Предотвращение образования АСПО тепловыми методами достигается нагревом скважинной продукции до температуры, превышающей температуру начала кристаллизации твёрдых углеводородных компонентов добываемой нефти и осуществляется специальными нагревателями, греющими кабелями, использованием в качестве элемента электрической пары НКТ (метод «Paratrol» фирмы Production Technologies (США) [69, 112, 116]). Применение последней тех-

нологии требует особой компоновки лифта и его изоляции от эксплуатационной колонны и устья. Принцип работы данного метода подробно освещен в [83]. В этом плане более рационально использование греющих изолированных кабелей или трубных глубинных электронагревателей (ТГЭН) [4].

Для удаления АСПО путём 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 [50, 101, 103, 107, 108, 114].

В качестве агентов, обеспечивающих плавление АСПО, могут применяться продукты экзотермических реакций в лифте скважины.

23

elib.pstu.ru

Поверхностно-активные вещества в воде при тепловых обработках 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 [69]. 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 [14, 33]. Имеются немногочисленные данные о положительных результатах применения метода в промысловых условиях. По результатам опытных работ, выполненных фирмой IROC (США), за три месяца испытаний электровоздействия на скважине с дебитом до воздействия 1 т/сут ее дебит увеличился до 1,5 т/сут с исключением еженедельных обработок химреагентами [33]. Материальные (финансовые) затраты при этом достигают 25 тыс. долларов на скважину за счёт сложной электрокомпоновки оборудования.

Достаточно широкое распространение на зарубежных и отечественных промыслах из электромагнитных методов находят магнитные аппараты различных конструкций. Принцип действия постоянных магнитов заключается в изменении физических свойств и надмолекулярной структуры асфальтеносмолопарафиновых образований, других коллоидных частиц, выполняющих роль центров кристаллизации парафинов, а также

24

elib.pstu.ru

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 легкому отрыву отложений потоком и выносу частиц АСПВ потоком жидкости на поверхность [34, 69].

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 Интер-

нешнл» и «Энеркет» компании «Para-Tech Energy Services Inc.»,

МИОН [7]; аппараты второго типа – МОЖ конструкции НПФ «Технологические системы», МАС-2,1-2,8 конструкции

ООО «ПермНИПИнефть» и др. [9, 10, 35, 57, 69]. Использование магнитных аппаратов требует их адаптации

к конкретному типу нефти и 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 [14, 60, 102]. Однако основной недостаток таких методов состоит в интенсивной потере звуковой волны. Более эффективно влияние вибрации в композиции с растворителями и ингибиторами парафиноотложения.

5.3. Химические методы

Наиболее распространенным способом предупреждения образования и удаления АСПО по количеству разработок и технологий их применения является использование так называемых

25

elib.pstu.ru

химических реагентов, то есть 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 удаления АСПО с поверхностей внутрискважинного оборудования является применение растворителей на основе лёгких углеводородных фракций (ЛУФ) нефти, композиций ЛУФ с нафтеновыми и ароматическими углеводородами, а также с ПАВ, побочных продуктов и отходов различных производств с добавками ПАВ [2, 53, 91, 93–95, 100]. Не получили распространения высокоэффективные растворители на основе хлорорганики из-за их отрицательного воздействия на процессы переработки нефти [79, 92, 97].

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

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

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

26

elib.pstu.ru

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

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

Обратная и прямая промывки 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). При этом 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 сократитьрасходрастворителя.

Интенсивно парафинящиеся участки промысловых нефтепроводов также подвергаются промывкам растворителем, которые осуществляются через выкид скважины или, что может быть более рациональным, через скважину. При этом очищаются ее подземное оборудование и незначительный по протяженности трубопровод.

В России в качестве углеводородных растворителей наиболее широкое распространение получили фракции лёгких 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...[25, 51, 89, 56, 85, 104].

Ингибиторы АСПО. В случае малых межочистных периодов (МОП менее 30 сут) перспективными являются способы фи- зико-химического воздействия на систему, в том числе применение различных химических реагентовингибиторов АСПО.

Большая часть ингибиторов, имеющихся в настоящее время на рынке реагентов для добычи нефти, относится к типу так называемых смачивателей (гидрофилизаторов). Они, как правило,

27

elib.pstu.ru

представляют собой многофункциональные смеси гидрофильных ПАВ [96, 97, 99, 105]. 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 [6]. К преимуществам данной группы ингибиторов можно отнести возможность эффективной работы в условиях увеличения обводненности добываемой нефти и 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 твёрдых частиц к слипанию между собой и прилипанию к стенкам нефтепромыслового оборудования. Механизм их действия имеет в большей степени физическую природу. Тот же эффект, например, даёт нагревание нефти с выпавшим парафином, когда в роли детергентов-диспергаторов выступают асфальтеносмолистые компоненты нефти [3, 6]. Достоинством детергентов-диспергаторов является, помимо эффективного предотвращения АСПО в условиях скважин и трубопроводов, иногда не менее эффективная защита от донных осадков в резервуарах за счёт удержания взвеси микрокристаллов в объёме нефти. Недостатком таких ингибиторов является необходимость доставки основной их массы в точку с температурой выше температуры насыщения нефти парафином (которая может иметь место уже в призабойной зоне), а также пропорциональное ко-

28

elib.pstu.ru

личеству твердых углеводородов в нефти увеличение дозировки ингибитора.

В отдельную группу относят депрессаторы – вещества, способные эффективно изменять условия кристаллизации парафина, понижая тенденцию отдельных молекул к образованию центров кристаллизации и последующему формированию надкристаллических структур [64]. Достоинства и недостатки данной группы ингибиторов идентичны описанным выше детерген- там-диспергаторам.

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

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

–модификатор выпадает из раствора при температуре помутнения нефти и сокристаллизуется ствердыми углеводородами;

–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 всём пути от забоя скважины до нефтеперерабатывающего предпри-

29

elib.pstu.ru

ятия. 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 [6]. Следует отметить, что в отечественной нефтехимической промышленности производство сложных олиго- и полимерных компонентов для выпуска товарных форм ингибиторов-модификаторов развито недостаточно.

Применение различных реагентов для предотвращения парафиноотложений введением их в поток добываемой жидкости существенно отличается от других химических методов борьбы с АСПО, таких, как промывки скважин. Технологии применения ингибиторов также могут существенно различаться. Основные общепринятые технологии для добывающих скважин следующие:

–ударная разовая многообъемная дозировка;

–долгопериодическая дозировка;

–непрерывная дозировка.

Первый способ наиболее прост в осуществлении и реализуется закачкой большого объёма 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 ингиби- торов-модификаторов АСПО в виде ударной дозы по иной технологии. Раствор ингибитора закачивают в скважину и продавливают в пласт нефтью, имеющей плотность, меньшую по сравнению с плотностью раствора полимера. Объем продавочной жидкости в 2–5 раз превышает объем раствора полимера. В процессе эксплуатации скважин полимер-модификатор диффундирует в нефть, поступающую в скважину. Тем самым осуществляется его дозировка, пролонгированная во времени. При такой

30

elib.pstu.ru