Осложнения в нефтедобыче
..pdf—интенсивности передачи тепла от движущейся по стволу скважины жидкости окружающим породам. Теплопередача зави сит от градиента температур жидкости и окружающих скважину пород и теплопроводности кольцевого пространства между подъемными трубами и эксплуатационной колонной;
—расширения газожидкостной смеси и ее охлаждения, выз ванного работой газа по подъему жидкости.
Влияние газовыделения. Лабораторными исследованиями по казано [66], что на интенсивность образования парафиноотложений оказывает влияние процесс выделения газовых пузырьков
впотоке смеси. Известно, что газовые пузырьки обладают спо собностью флотировать взвешенные частицы парафина. При кон такте пузырька с поверхностью трубы частицы парафина сопри касаются со стенкой и откладываются на ней. В дальнейшем про цесс отложения парафина нарастает вследствие его гидрофобности. На стенке трубы образуется слой из кристаллов парафина
ипузырьков газа. Чем менее газонасыщен этот слой, тем боль шую плотность он имеет. Поэтому более плотные отложения об разуются в нижней части подъемных труб, где пузырьки газа малы и обладают большей силой прилипания к кристаллам пара фина и стенкам трубы.
Влияние скорости движения газожидкостной смеси. Интенсив ность образования АСПО во многом зависит от скорости течения жидкости. При ламинарном течении формирование АСПО про исходит достаточно медленно. С ростом скорости (при турбулизации потока) интенсивность отложений вначале возрастает. Дальнейший рост скорости движения газожидкостной смеси ве дет к уменьшению интенсивности отложения АСПО: большая скорость движения смеси позволяет удерживать кристаллы пара фина во взвешенном состоянии и выносить их из скважины. Кро ме того, движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем объясняется резкое уменьшение отложений в интервале 0-50 м от устья скважины. При больших скоростях движения поток смеси охлаждается медленнее, чем при малых, что также замедляет процесс образования АСПО [71].
Влияние шероховатости стенок труб. Состояние поверхности труб влияет на образование отложений. Микронеровности явля
ются очагами вихреобразования, разрыва слоя, замедлителями скорости движения жидкости у стенки трубы. Это служит причи ной образования центров кристаллизации отложений, прилипа ния кристаллов парафина к поверхности труб, блокирования их движения между выступами и впадинами поверхности. Когда значение шероховатости поверхности труб соизмеримо с размера ми кристаллов парафина либо меньше их, процесс образования отложений затруднен.
2.3.М ЕТОДЫ БОРЬБЫ С АСПО
Вцелях борьбы с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению образования отложений и их удалению (рис. 2.4).
Существует несколько наиболее известных и активно приме няемых в нефтедобывающей промышленности методов борьбы
сАСПО. Но из-за многообразия условий разработки месторож дений и различия характеристик добываемой продукции часто требуется индивидуальный подход и даже разработка новых тех нологий.
Химические методы базируются на дозировании в добывае мую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда
иполностью предотвращающих образование отложений. В осно ве действия ингибиторов парафиноотложения лежат адсорбцион ные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы [68].
Химические реагенты подразделяют на смачивающие, моди фикаторы, депрессаторы и диспергаторы [70].
Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов па рафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. К ним относят полиакриламид (ПАА), кислые органи ческие фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных ПАВ.
Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их
52
Применение
гладких
покрытий
Вибрационные —
Воздействие
магнитных, электрических — и электромагнитных полей
Ультразвуковые —
Горячая нефть |
— Скребки |
■Растворители |
или вода |
в качестве теплоносителя
Острый пар |
_ Скребки-центраторы |
|
|
Электропечи |
|
Индукционные |
|
подогреватели |
|
Реагенты, при взаимо действии с которыми протекают экзотермиче ские реакции
движения. Такими свойствами обладают атактический пропилен с молекулярной массой 2000-3000, низкомолекулярный полиизо бутилен с молекулярной массой 8000-12000, алифатические сопо лимеры, сополимеры этилена и сложного эфира с двойной связью, тройной сополимер этилена с винилацетатом и винилпирролидоном, полимер с молекулярной массой 2500-3000.
Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, вследствие чего затрудняется их способность к агрегации и накоплению. К известным депрессаторам относят "Парафлоу" (АзНИИ), алкилфенол ИПХ-9, "До- рад-1 А", ВЭО-504 (ТюмГНГУ), "Азолят-7" [66].
Диспергаторы — химические реагенты, обеспечивающие об разование тонкодисперсной системы, которую уносит поток нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. К ним относят соли металлов, соли высших синте тических жирных кислот, силикатно-сульфанольные растворы, сульфатированный щелочной лигнин [68].
Использование химических реагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещают с процессами:
—разрушения устойчивых нефтяных эмульсий;
—защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии;
—защиты от солеотложений;
—формирования оптимальных структур газожидкостного потока.
Разработан достаточно широкий ассортимент химических реагентов для борьбы с АСПО. В настоящее время применяются следующие марки реагентов:
—бутилбензольная фракция (бутиленбензол, изопропилбен зол, полиалкилбензолы). Предложен к использованию СевКавНИПИнефть;
—толуольная фракция (толуол, изопентан, н-пентан, изопрен);
—СНПХ-7р-1 — смесь парафиновых углеводородов нор мального и изостроения, а также ароматических углеводородов (ОАО "НИИнефтехим", г. Казань);
—СНПХ-7р-2 — углеводородная композиция, состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановой фракции (ОАО "НИИ нефтехим", г. Казань);
—ХПП-003, -004, -007 (ЗАО "Когалымский завод химреаген тов", г. Когалым);
—МЛ-72 — смесь синтетических ПАВ;
—реагенты типа СНПХ-7200, 7400 — сложные смеси оксиалкилированных ПАВ и ароматических углеводородов (ОАО "НИИнефтехим", г. Казань);
—реагент ИКБ-4, оказывающий комплексное воздействие на АСПО и коррозию металла труб (ГУП "Институт нефтехимпереработки", г. Уфа);
—ИНПАР (Опытный завод "Нефтехим", г. Уфа);
—СЭВА-28 — сополимер этилена с винилацетатом (ВНИИНП и ВНИИТнефть, г. Москва) [71].
Кроме перечисленных в нефтегазодобыче используют также реагенты: Урал-04/88; ДМ-51, -513, -655, -650; ДВ-02, -03; СД-1, -2; 0-1; В-1; ХТ-48; МЛ-80; Прогалит ГМ20/40 и НМ20/40.
В ОАО "Татнефть" положительные результаты получены при испытании технологии забойного дозирования новых ингибито ров парафиноотложений серии СНПХ-7000.
Наряду с высокой стоимостью существенным недостатком химического метода является сложность подбора эффективного реагента, связанная с постоянным изменением условий эксплуата ции в процессе разработки месторождения.
Методы, которые относят к физическим, основаны на воздей ствии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию.
Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздей ствуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб [66].
Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам. Использование в нефтедо быче магнитных устройств для предотвращения АСПО началось
впятидесятые годы XX века, но из-за малой эффективности широ кого распространения не получило. Отсутствовали магниты, доста
точно долго и стабильно работающие в условиях скважины. При мерно с 1995 г. интерес к использованию магнитного поля для воз
действия на АСПО значительно возрос [79-81], что связано с появле нием на рынке широкого ассортимента высокоэнергетических магнитов на основе редкоземельных материалов (РЗМ).
Установлено [81], что под воздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушение агрегатов, состо ящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соедине ний железа, находящихся при концентрации 10-100 г/т в нефти и попутной воде. В каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, поэтому разрушение аг регатов приводит к резкому (в 100-1000 раз) увеличению концен трации центров кристаллизации парафинов и солей и формирова нию на поверхности ферромагнитных частиц пузырьков газа мик ронных размеров. В результате разрушения агрегатов кристаллы па рафина выпадают в виде тонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров выпавших совместно со смолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина. Образование микропузырьков газа в центрах кристаллизации после магнитной обработки, по данным некоторых исследователей, создает газлифт ный эффект, ведущий к некоторому росту дебита скважин.
В ОАО "Татнефть" первые промысловые испытания магнит ных устройств различной конструкции, в том числе аппаратов «МагниФло» (США), показали избирательную эффективность по предупреждению выпадения АСПО. Эффективность достигнута только в 40 % скважин, продолжительность эффекта составила от 30 сут до 5 месяцев. Видимо, данный метод имеет узкую область оптимального применения, в зависимости от физико-химических свойств и компонентного состава нефтей и вод конкретного объекта.
В нефтедобыче используют тепловые, химические и механи ческие методы удаления АСПО. Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температуре выше 50 °С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который можно помещать непосредственно в зону отложений или на устье скважины, где он будет вырабатывать теплосодержащий агент.
Внастоящее время используют технологии с применением:
—горячей нефти или воды в качестве теплоносителя;
—пара;
—электропечей наземного и скважинного исполнения;
—индукционных электродепарафинизаторов;
—реагентов, при взаимодействии которых протекают экзо термические реакции.
Втехнологии с применением теплоносителя предусматрива ется нагрев жидкости в специальных нагревателях (котельных установках передвижного типа) и подача ее в скважину способом прямой или обратной промывки. Обратная промывка более пред почтительна, так как при этом исключено образование парафино вых пробок, часто возникающих при прямой промывке [66].
ВНГДУ "Альметьевнефть" проведены специальные промыс ловые эксперименты по изучению распределения температуры по глубине скважин № 17442, 14806 и 20158 при прямой и обратной промывке и различных температурах закачки теплоносителя [8284]. Теплоноситель (нефть) подогревали с использованием агрега та для депарафинизации скважин (АДП). Закачку теплоносителя
взатрубное пространство скважины № 20158 осуществляли при динамическом уровне жидкости в скважине на нижней границе
интервала парафиноотложений. Результаты экспериментов в скважинах № 14806 и 20158 показали, что жидкость в колонне НКТ прогревается выше температуры плавления парафинов (50 °С) при прямой промывке до 370 м, а при обратной — лишь до 70 м. Таким образом, эффективную очистку колонны НКТ теп лоносителем возможно вести лишь в случае АСПО парафиновой структуры (см. рис. 2.3). Глубина прогреваемой жидкости в ко лонне НКТ скважины № 20158 составляет 500 м. Ниже 500 м тем пература жидкости при промывке колонны НКТ теплоносителем выравнивается с температурой при эксплуатации скважины. Рас пределение температуры в интервале глубин 100-500 м зависит от динамического уровня жидкости в скважине: при низком уровне и при прочих равных условиях температура жидкости в колонне НКТ выше. Для более полного удаления АСПО в качестве тепло носителя целесообразно использовать растворители (например, нефтяной дистиллят) или дегазированную нефть после предвари тельного заполнения интервала парафиноотложений в колонне НКТ нефтяным дистиллятом (табл. 2.4).
|
|
Таблица 2.4 |
|
Рекомендуемые технологии удаления АСПО в скважинах [81] |
|||
Структура АСПО |
Технологическая |
Рекомендуемая технология |
|
жидкость |
удаления АСПО |
||
|
|||
Парафиновая |
Нефтяной дистиллят |
Обратная промывка |
|
|
|
заполненной скважины |
|
|
|
подогретой нефтью либо |
|
|
|
растворителем |
|
Смешанная |
Композиция нефтяного |
Обратная промывка скважины |
|
|
дистиллята с отгоном |
подогретой нефтью либо |
|
|
пироконденсата |
растворителем при динами |
|
|
с /кип = 120-220 °С |
ческом уровне на нижнем |
|
|
|
интервале парафиноотложений |
|
Асфальтеновая |
Композиция нефтяного |
Обратная промывка скважины |
|
|
дистиллята |
растворителем |
|
|
|
с пироконденсатом |
|
|
|
с /кип выше 220 °С либо |
|
|
|
4,4-диметил-1,3-диоксан |
Недостатками данных методов являются их высокая энерго емкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эф фективность применяемых технологий.
Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных и распростра ненных интенсифицирующих методов в технологических процес сах добычи, транспорта, хранения и переработки нефти. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения.
Для разрушения АСПО парафинового типа используют, как правило, растворители на основе парафиновых углеводородов [85-89]. Обычно в качестве таких растворителей применяют реа генты местных производств, например процесса подготовки нефти на промыслах термическими методами. Такие растворите ли пригодны для отмыва АСПО асфальтеновой структуры. Пол нота удаления таких АСПО в значительной степени повышается при компаундировании этих растворителей с углеводородамидиспергаторами асфальтенов, например ароматическими углево
дородами либо циклическими ацеталями [74, 90]. Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляют эмпирически. Это связано с недостатком информации об их структуре и свойствах и с малой изученностью механизма взаимодействия нефтяных дисперсных систем с растворителями.
Для удаления АСПО парафиновой структуры рекомендованы [74, 82] композиции реагентов на основе нефтяного дистиллята
сустановок по комплексной подготовке нефти; АСПО асфальтеновой структуры удаляют композицией нефтяного дистиллята
с4,4-диметил-1,3-диоксаном либо отгоном пироконденсата с тем пературой кипения свыше 220-230 °С [91, 92]. Эффективное отмы вающее действие на АСПО смешанной структуры оказывает от гон пиро конденсата с температурой кипения от 120-130 до 220230 °С, так как содержит в своем составе смеси ароматических углеводородов [93].
Механические методы разработаны для удаления уже образо вавшихся отложений АСПО на НКТ. Для этой цели предназначе на целая гамма скребков различной конструкции.
По конструкции и принципу действия скребки подразделяют на:
—пластинчатые со штанговращателем, имеющие две режу щие пластины, способные удалять АСПО только при вращении. Для этого используют штанговращатели, подвешенные к головке балансира станка-качалки. Вращение колонны штанг и, следова тельно, скребков происходит только при движении вниз. Таким путем скребок срезает АСПО с поверхности НКТ;
—спиральные, возвратно-поступательного действия;
—"летающие", оснащенные ножами-крыльями, которые рас крываются при движении вверх, что обеспечивает им подъемную силу. Применяют, как правило, в искривленных скважинах.
Использование такого метода борьбы с АСПО значительно осложняется тем, что Для его применения часто необходима оста новка работы скважины и предварительная подготовка поверх ности труб (для некоторых видов скребков). Кроме того, возмож но застревание скребков, обрыв их крепления и некоторые другие
осложнения.
В последние г0Д1>1 вместо металлических пластинчатых скреб ков на штангах укрепляют пластиковые скребки (рис. 2.5).