Экологически безопасные технологии предупреждения осложнений при ра

подаче ингибитора АСПО в систему необходимо учитывать ряд факторов, в том числе приёмистость 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. Причем 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. Суточный расход ингибитора при непрерывной дозировке определяется с учетом его удельного расхода и дебита скважины [16].

В случае применения твёрдых ингибиторов, а также на скважинах, оборудованных скважинными 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 станкамикачалками и др.

Наиболее эффективным в технологическом отношении является ввод ингибиторов в поток скважинной жидкости в заданных точках спомощью специальных трубок иустьевых дозаторов.

Выбор того или иного способа применения ингибиторов АСПО напрямую зависит от конкретных условий работы добывающей скважины. 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 результатам воздействия на них тех или иных реагентов.

31

elib.pstu.ru

5.4. Микробиологический метод

Основной предпосылкой для реализации микробиологического метода является возможность углеводородокисляющих бактерий в процессе своей жизнедеятельности расщеплять высокомолекулярные парафиновые углеводороды с образованием СО2 и ряда низкомолекулярных жирных (от муравьиной до пировиноградной) кислот с поверхностно-активными свойствами [20]. 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 биомассы микроорганизмов и питательных веществ для них. Обогащенный кислородом раствор закачивается в межтрубное пространство и скважина запускается на самоциркуляцию в течение определенного времени. 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 [19, 20, 32]. Межочистной период работы скважин может возрасти с 1…2 до 6…12 месяцев.

На российских нефтяных промыслах опытные работы по данной технологии проводил НИИнефтепромхим преимущественно на объектах АО «Татнефть» со средней успешностью

60%.

ВСША такую работу по разведению штаммов бактерий и применению их на промыслах ведет фирма Micro-Bac International, в Канаде – Kiseki Technology [32].

5.5. 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 [69, 72]. Фирмой Dowell Schlumberger (США) предложено модифицировать по-

32

elib.pstu.ru

верхность НКТ серным ангидридом (SO3) непосредственной закачкой его в скважину после очистки труб [69]. 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 [69]. Указанный метод лежит на границе тепловых методов и методов модификации НКТ.

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.

Опыт применения полимерных покрытий НКТ на промыслах республики Татарстан указывает на высокую эффективность данной технологии.

33

elib.pstu.ru

6. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ АСФАЛЬТЕНОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

Как уже было отмечено, образование АСПО в добывающих скважинах – наиболее распространенный на месторождениях Пермского края вид осложнений при их эксплуатации. Борьба с АСПО ведется по двум направлениям: предупреждение образования отложений и их удаление. Интенсивность процесса образования АСПО и эффективность применения специального оборудования и технологий с целью предупреждения образования АСПО можно оценивать по таким показателям, как межочистной период (МОП) работы скважин и наработка скважин на отказ (ННО) или межремонтный период. Количественные значения этих показателей зависят от частоты промывок скважин нагретыми агентами и углеводородными растворителями, а также от частоты подземных ремонтов скважин, связанных с выходом из строя скважинного оборудования, в том числе из-за образования АСПО.

При внедрении технологий и оборудования, предназначенных для предупреждения образования АСПО, важно дать объективную оценку эффективности мероприятий. В исследованиях рассматриваются результаты внедрения технологий в 2006 – 2007 гг. Специальное оборудование внедрялось на скважинах в течение всего этого периода, поэтому для решения вопроса о технологической (уменьшение частоты промывок и ремонтов) и экономической (уменьшение затрат при эксплуатации скважин) эффективности мероприятий следует все оцениваемые показатели привести к «одному знаменателю». С этой целью технологические и экономические показатели (количество промывок и подземных ремонтов по каждой из рассматриваемых скважин за

34

elib.pstu.ru

период с начала 2006 г. до даты внедрения технологии и, соответственно, после даты внедрения до конца 2007 г., затраты на ремонты и промывки и др.), приводились по приведённой в таблице схеме к периоду времени, равному одному году.

Таблица 2 . 1 Алгоритм определения приведенных показателей

С целью формализации данных и результатов анализа использованы условные обозначения, приведенные ниже:

–НКЛ – нагревательные кабельные линии;

–ИКД – ингибитор комплексного действия (скважинный контейнер с ИКД);

–ТРИЛ – скважинный контейнер с реагентом (шашки, гибкий контейнер);

–МА – магнитные аппараты;

–ГД – глубинные дозаторы;

–УДН – устьевые дозаторы с трубкой к приёму насоса;

–УД – устьевые дозаторы в затрубное пространство;

–N (Nнкл, Nикд, Nтрил, Nма, Nгд, Nудн, Nуд) – количество сква-

жин, по которым в 2006–2007 гг. проведено внедрение техноло-

гий для предупреждения образования АСПО (по видам технологий);

–П1; П2 – количество промывок на скважинах, соответственно, до и после внедрения мероприятия;

–Р1; Р2 – количество ремонтов на скважинах, соответственно, до и после внедрения мероприятия;

35

elib.pstu.ru

УП1; УП2 – удельное количество промывок по общему количеству скважин с данной технологией:

NП1; NП2 – количество скважин с данной технологией, по которым проведены промывки, соответственно, до и после внедрения технологии;

УПП1; УПП2 – удельное количество промывок по скважинам, по которым они выполнялись, соответственно, до и после внедрения технологии:

УР1; УР2 – удельное количество ремонтов по общему количеству скважин с данной технологией:

NР1; NР2 – количество скважин с данной технологией, по которым проведены подземные ремонты, соответственно, до и после внедрения технологии;

УРР1; УРР2 – удельное количество ремонтов по скважинам, на которых они выполнялись, соответственно, до и после внедрения технологии:

αNП – изменение (кратность) количества скважин с данной технологией, по которым выполнялись промывки, до и после внедрения технологии:

36

elib.pstu.ru

αNР – изменение (кратность) количества скважин с данной технологией, по которым выполнялись ремонты, до и после внедрения технологии:

αП – изменение (кратность) количества промывок скважин с данной технологией до и после ее внедрения:

αР – изменение (кратность) количества ремонтов скважин с данной технологией до и после ее внедрения:

βNП – изменение (кратность) удельного количества промывок скважин с данной технологией до и после ее внедрения:

βNР – изменение (кратность) удельного количества ремонтов скважин с данной технологией до и после ее внедрения:

βNПП – изменение (кратность) удельного количества промывок скважин с данной технологией, по которым проведены промывки до и после ее внедрения:

elib.pstu.ru

βNРР – изменение (кратность) удельного количества ремонтов скважин с данной технологией, по которым проведены ремонты до и после ее внедрения:

СТ – затраты (руб.) на внедрение технологии (начальные); СЭЛ – затраты эксплуатационные на электроэнергию по

скважинам с НКЛ; СУР – затраты эксплуатационные на реагент по скважинам с

УДН и УД;

СНП1; СНП2 – затраты на промывки нагретой нефтью до и после внедрения технологии;

СВП1; СВП2 – затраты на промывки нагретой водой до и после внедрения технологии;

СУР1; СУР2 – затраты на промывки углеводородными растворителями до и после внедрения технологии;

СП1; СП2 – затраты на промывки скважин до и после внедрения технологии:

СР1; СР2 – затраты на подземные ремонты скважин до и после внедрения технологии;

γп – изменение (кратность) затрат на промывки скважин до и после внедрения технологии:

γр – изменение (кратность) затрат на ремонты скважин до и после внедрения технологии:

38

elib.pstu.ru

С1; С2 – суммарные затраты на промывки и ремонты скважин до и после внедрения технологии:

γс – изменение (кратность) затрат на промывки и ремонты скважин до и после внедрения технологии:

При оценке значений коэффициентов α, β, γ исходим из следующего:

а) значение коэффициента больше 1 – результат положи-

тельный (показатель улучшился)

б) значение коэффициента меньше 1 – результат отрицательный (показатель ухудшился).

Выводы:

1.При проведении технико-экономической оценки эффективности внедрения технологий предупреждения образования АСПО все оцениваемые показатели необходимо приводить к одному по продолжительности периоду времени (например, одному году).

2.При сравнении результатов теоретических исследований по определению глубины начала интенсивной парафинизации с промысловыми данными необходимо прибегать к методам математической статистики, что позволит существенно сократить количество планируемых расчётов без снижения точности.

39

elib.pstu.ru

7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫ НАЧАЛА ИНТЕНСИВНОЙ ПАРАФИНИЗАЦИИ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Образование АСПО при добыче парафинистой нефти определяется составом и свойствами нефти, физическими параметрами потока, условиями кристаллизации парафинов и формирования осадка на поверхности подземного оборудования [30]. Интенсивное образование АСПО в скважинах наблюдается при снижении температуры скважинного потока ниже температуры насыщения нефти парафином (температуры кристаллизации парафина). Охлаждение потока вызывает фазовые переходы и изменение состава нефти. Снижение давления в скважинах при подъеме жидкости ниже давления насыщения нефти газом и выделение его в свободную фазу также нарушает фазовое равновесие в углеводородной системе. В этих условиях выделение из нефти растворенных в ней смол и образование асфальтеносмолистых комплексов может происходить при температуре, превышающей температуру кристаллизации твердых парафинов. Расширение и охлаждение выделившегося газа при уменьшении давления ускоряет процесс снижения температуры потока. Чем более гидрофобизирована поверхность скважинного оборудования и больше её шероховатость, тем интенсивнее, при прочих равных условиях, образуются АСПО [48].

Расчеты с целью определения термодинамических условий и глубины начала интенсивной парафинизации скважин проведены по следующей методике:

1.Подготовка исходных данных.

2.Расчёт распределения температуры потока в скважине и подогрева скважинной продукции за счет работы погружного агрегата установки ЭЦН.

3.Расчёт распределения давления в скважине.

40

elib.pstu.ru