16.7. Хімічні реагенти і технології для очистки нафтопромислового обладнання свердловин і порового простору пластів від аспв

Асфальтено-смоло-парафінові відклади (АСПВ) - це високодисперсні суспензії кри­сталів парафіну, асфальтенів у маслах і смолах. Вони мають властивості аморфних тіл з певною твердістю, залежно від складу і особливо від наявності мінеральних домішок та кри­сталів неорганічних солей. При досягненні пластовою системою критичних термобаричних умов АСПВ відкладаються на нафтопромисловому обладнанні й у перовому просторі пластів у привибійній зоні, що зумовлює їх негативний вплив на експлуатацію свердловин і розробку родовища в цілому.

До складу АСПВ входять в основному парафін, що є твердим вуглеводнем метанового ряду від C₁₇H3g до Сад H_m (50—70 %), смоли і асфальтени (10—40 %), вода, пісок, суль­фати, карбонати лужноземельних металів та інші механічні домішки (1—5%).

Склад АСПВ визначається властивостями і складом нафти, а також частково умовами їх кристалізації та відкладення.

452

У табл. 16.1 наведена характеристика нафт по родовищах України, вміст парафіну в яких становить понад 5 %

Таблиця 16.1

Родовища	Горизонт	Парафін, %мас.	Смоли силікагелеві, %мас.	Механічні домішки, %мас.	Температура плавлення па-раф„°С
Глинсько-Розбишівське	В-27	7,44		0,5	72
	В-30	6,95	_	_	72
Монастирищенське	В-30	13,05	8,4	-	70
Кочанівське	В-23	9,3	14	0,3	68
	В-24	11,4	6,1	-	70
	В-27	5,68	14,0	-	73
Артюхівське		11,0	3,2	_	70
Рибальське		11,78	4,42	0,5	53,2
В.Бубнівське	В-26	6,34	5,65	-	69
Скороходівське		11,73	8,61	-	57
Гніденцівське		7,8	11,8	0,5	53
Леляківське		5,02	8,25	-	54
Битківське		10,14	7,58	-	52,4
Довбушанське		13,07	4,71	-	51,5
Гвіздецьке		9,09	5,05	-	52,0
Луквинське		11,5	3,48	0,3	52,8
Спаське		10,81	3,81	-	51,4
Струтинське		11,15	5,85	-	50,0
Старо-Самбірське		11,78	4,42	_	53,0

Багато нафтових родовищ України (табл. 16.1) містить значну кількість парафіну і силікагелевих смол. На цих родовищах ускладнюється процес розробки і експлуатації, що зумовлено інтенсивним відкладенням АСПВ.

Механізм дії на АСПВ хімічними реагентами. Оскільки дія на АСПВ хімічними реа­гентами значно дешевша і технологічніша, ніж механічна очистка й очистка теплом, розг­лядається саме дія хімічних реагентів на АСПВ.

Дія хімічних реагентів визначається умовами, в яких відкладаються АСПВ, інтенсив­ністю та місцем їх відкладання. Якщо АСПВ відкладаються в НКТ і обладнанні, то можна застосувати їх розчинення з подальшим використанням гідрофілізації поверхні й інгібіторів-депресаторів чи модифікаторів.

При відкладанні АСПВ у перовому просторі пласта здебільшого застосовують механізм розчинення. При наявності певної інформації про термобаричний стан пласта і нафти, що насичує його, на етапі початку відкладання АСПВ можна використовувати реагенти депре-сатори та модифікатори. Депресатори змінюють термодинамічні умови кристалізації па­рафіну, а модифікатори дають змогу системі втримувати парафін у завислому стані і разом з потоком рідини вони виносяться з порового простору пласта. Таким чином, механізм дії хімічних реагентів на АСПВ зводиться до їх розчинення, диспергування, модифікації систе­ми, зміни термобаричних умов кристалізації та гідрофілізації поверхні осідання.

453

У табл. 16.2. наведені основні фізико-хімічні властивості хімічних реагентів, що най­частіше використовуються у нафтовій промисловості України.

Таблиця 16.2

Реагент	Густина, кг/мл	Температура, °С		В'язкість при 20 °С, мПа-с	Розчинність		Токсичність
		засти­гання	кипіння		вода	вуглеводні
Поліакриламід (ПАА, ПААРК, ЧГА, РДА-1020)	1002-1120	120	300		розч.	не розч.	Малотоксичний IV кл. за ГОСТ 12.1007-76
		Диспергування АСПР
Реагенти типу СПНХ
СНПХ-7200 СНПХ-7204	948-962	-43, -59	140-170	13,8-23,7	емуль­сія	розч.	Малотоксичні
СНПХ-7214ПБ				м.Па.с
СНПХ-7215ПТ
СНПХ-7401
ІПС-1	840	-50	75-117		20-25 г/л	розч.	Малоток­сичні
Розчинники
Толуол	867	-95	110	0,59	не розч.	розч.	II кл. небезпеч­ності
Бензол	879	5	80	0,7	не розч.	розч.	II кл. небезпеч­ності
Бензин газовий	760		50	0,81	не розч.	розч.	Малотоксичний
Газовий конден­сат	740			0,87	не розч.	розч.
Диметилфор-мамід (ДМФА)	944	-61	153	0,93	розч.	не розч.
Трихлоретилен	1464	-73	87	0,63	не розч.	розч.
Бутилен-зольна фракція (ББФо)	856	-90	150	ІД	не розч.	розч.	II кл. небезпеч­ності

Важливо зауважити, що вибір реагентів для боротьби з АСПВ повинен бути індивідуальним для кожного родовища, а навіть і окремих свердловин на родовищі, здійснюватися після вивчення умов відкладення парафінових і асфальтено-смолистих речо­вин, а також їхнього складу, Це і зумовило велику кількість реагентів і технологій, які реко­мендовані та частково використовуються на родовищах України. Наприклад, ЦНДЛ ВАТ

454

"Укрнафта" рекомендує для родовищ України використовувати такі інгібітори викладання парафінів:

Битківське - СНПХ - 7212, СНПХ - 7401; елокеополімер 216/84.

Луквинське - ГДПЕ - 064, СНПХ - 7205, ВЕС - 501.

Довбушанське - СНПХ - 7202, СНПХ - 7205.

Спаське - СНПХ - 7202, ГДПЕ - 064.

Старо-Самбірське - СНПХ - 7202, СНПХ - 7212.

Рибальське - СНПХ - 7410, СНПХ - 7212.

Скороходівське - СНПХ - 7202, ГДПЕ - 064.

Анастасіївське - СНПХ - 7214 ПБ.

Технологія очистки обладнання полягає в тому, що на вибій свердловини постійно чи періодично подається реагент. Дозування в кожному конкретному випадку визначається окремо, але при використанні інгібіторів типу СНПХ оптимальну ефективність можна одержати при витраті 250-ЗООг реагенту на 1 т видобутої нафти.

Особливий підхід повинен бути при виборі реагентів і технологій для очистки перового простору пластів у привибійній зоні від АСПВ. Необхідно враховувати той факт, що процес випадання АСПВ у пласті незворотний. Підняття в пласті температури і тиску навіть вище критичних не забезпечує повне відновлення фільтраційної характеристики пласта.

Основні підходи до вибору реагентів зумовлені досягненням найвищої ефективності роз­чинення АСПВ. Ця умова забезпечується використанням сумішей реагентів. При обгрунту­ванні об'єму розчинника,як правило, виходять з умови його надлишку, що запобігає утво­ренню високов'язких бар'єрів. З досвіду оптимальна величина розчинника перебуває в ме­жах 2-5м³ на їм товщі пласта.

Важливим показником ефективності розчинення є час контакту розчинника з АСПВ. Якщо процес іде в дифузійній області і при температурах менше 45°С, то час контакту по­винен бути не менше 10-12 годин. Заслуговують на увагу технологічні умови очистки пла­ста від АСПВ, які забезпечують подачу свіжих порцій розчинника, через кожних 2-3 годи­ни контакту з АСПВ.

На Ново-Григорівському, Радченківському, Лиманському, Юріївському, Ки-бенцівському нафтових родовищах ДЦЗ проведено за 1990-1993рр- 39 обробок пластів роз­чинниками. Як розчинники використовували відходи Шосткинського заводу хімічних реа­гентів, які складаються на 90% із толуола, 5% органічних домішок і 5% води. За ефек­тивністю розчинення реагент не поступається толуолу.

На п'яти свердловинах Радченківського нафтового родовища використано відходи Ор­ловського радіотехнічного заводу, які складалися на 70-75% із толуолу і диметилфор-маміду; 5-7% органічних домішок і 5-10% води.

Досягнута стовідсоткова успішність процесів з додатковим видобутком близько 120т нафти на одну свердловино-операцію. Значно підвищилась ефективність процесів очистки перового простору пластів від АСПВ за рахунок підвищення температури розчинників. Проходять випробування на родовищах ДП "Полтаванафтогаз" технології обробки пластів з підігрівом розчинника в пласті на основі використання екзотермічних реакцій хімічних реа­гентів.

Список літератури

1. Желтое Ю.П. Деформация горных пород. -М.: Недра, 1966.-197с.

2. Инструкция по технологии глубокопроникающего ГРП. -М.: ВНИИ, 1989.- 52с.

3. Качмар Ю.Д. До визначення тисків і витрати рідини при плануванні ГРП // Нефтя­ная и газовая промышленность. 1991. №2.- С. 25-27.

455

4. Константинов С.В.,Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом.- М, 1985.-58с. -(Обз. информ./ВНИИОЭНГ; Сер. Нефтепро­мысловое дело).

5. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приеми­стости скважин.- М.: Недра, 1989.- 184с.

6. Кузьмичев Д.Н. Расчет минимального количества агрегатов для гидроразрыва пла­ста // Нефтяное хозяйство.- 1958. №11.- С.35-38.-

7. Максимович Р.К. Гидравлический разрыв нефтяных пластов.- М.: Гостоптехиздат, 1957.-98с.

8. Методическое руководство по освоению и повышению производительности скважин в карбонатных коллекторах.- М.: ВНИИ, 1980.- 240с.

9. Методы защиты от коррозии при кислотних обработках скважин и нефтепромысло­вого оборудования. - М.: ВНИИ, 1980.- 35с.

10. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти / Под ред. Ш.К.Гиматудинова.- М.: Недра, 1983.- 454с.

11. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти.- М.: Недра, 1983.-510с.

12. Яремийчук Р.С., Качмар Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин.- Л.: Вища шк. 1982.- 201с.