Асфальто-смолисто-парафиновые отложения на Зай-Каратайской площади

В 1994 году проводились испытания депарафинизаторов типа МОЖ на постоянных магнитах. Действие МОЖ направлено на активизацию микропримесей и теоретически обеспечивает работоспособность устройств при обводненности продукции от 0 до 95%. Опыт использования МОЖ дает возможность отказаться от промывок и очистных операций. Установка депарафинизаторов как правило сопровождается увеличением на (10- 20%) дебита скважин, снижением некоторых видов коррозии.

Увеличивается межочистной период, предупреждается АСПО выкидных линий нефтедобывающих скважин, увеличивается приемистость нагнетательных скважин на 50 - 150 %, ускоряется водогазонефтяная сепарация.

Устройство отличают простота монтажа, в большинстве случаев не требующая подъёма НКТ. Для случая монтажа в наземных линиях устройство монтируется в обвязке устья скважины. Вес большинства устройств лежит в диапазоне 3 - 5 кг ( вес универсальных МОЖ -12-18 кг), работоспособность сохраняется при 100- 120° С и давлениях до 400 атм не менее 3-х лет. Установка МОЖ осуществляется: а) путём спуска устройства на проволоке (совместно со скребком или без него) для способов добычи - фонтанного и электропогружными насосами; б) путём включения устройства в колонну штанг или НКТ, для механизированных способов добычи нефти. Применение магнитных активаторов в наших условиях не показало должного эффекта, поэтому в настоящее время магнитные активаторы не применяются.

3.5.3 Химические методы борьбы с АСПО

В скважинах, в которых наиболее дешевые механические методы не достаточно эффективны, в частности, когда в составе АСПО преобладают смолы и асфальтены, зона отложений смещена на прием насоса или начинается непосредственно над насосом, тогда возникает необходимость в применении более дорогих методов борьбы с АСПО, в том числе химических.

Наиболее распространенным, методом в этой группе являются промывка скважин нефтедистиллятной смесью, что связано с относительной простотой технологии проведения обработок и доступностью промывочного раствора, в качестве которого используется смесь обезвоженной нефти и дистиллята в различных соотношениях.

Обработка скважины углеводородным растворителем осуществляется по различным технологиям:

Первый вид:

1.Останавливают скважину, затем в межтрубное пространство закачивают растворитель, в объеме равном объему скважины, на глубину спущенных НКТ с одновременным выдавливанием нефти через НКТ в коллектор.

2.После заполнения растворителем кольцевого пространства и
НКТ, скважину останавливают на реагирование от 4-16 часов.

3. По окончании процесса растворения, методом обратной промывки производится вытеснение дистиллята нефтью.

Второй вид:

1.Соляро-дистиллятная смесь закачивается в затрубное пространство скважины с последующим включением на циркуляцию.

2.Объем закачки определяется объемом нефтевоза 1,2 или 3 нефтевоза.

3.В зависимости от динамического уровня жидкости в скважине закачка дистиллята осуществляется двумя способами: самотеком из нефтевоза при низком динамическом уровне; закачкой насосным агрегатом при высоком динамическом уровне.

4.Заливка соляро-дистиллята осуществляется при работающем насос.

5.После закачки дистиллята, скважину запускают на циркуляцию переключением соответствующих задвижек.

6.По истечении времени работы скважины на циркуляционном режиме переключают соответствующие задвижки и направляют поток жидкости в нефтевод.

Продолжительность проведения обработок скважин соляро-дистиллятом для скважин, имеющих отложения на глубине менее 600 метров, должна быть не менее 24 часов. Для скважин имеющих глубину формирования АСПО более 600 метров, необходимо увеличить продолжительность обработок.

На 01.11.2003. фонд, который поддерживается в работоспособном состоянии, за счет промывок НДС составляет 101 скважину и при выходе этих скважин в ПРС, промывка будет сокращаться за счет других методов защиты от АСПО. Сведения о промывках скважин за 2000- 2003 год представлены в таблице 7. Из таблицы 5 следует, что наметилась тенденция к сокращению промывок.

При промывке скважины, процесс растворения АСПО зависит от многих факторов. Выяснено, что при повышении давления, растворимость парафина увеличивается. Для растворения АСПО в динамике была изготовлена лабораторная промывочная установка и опробованы различные промысловые растворители. Выяснено, что чистый дистиллят моет лучше, чем нефте-дистиллятная смесь. В результате такой промывки чистым дистиллятом общее содержания асфальтенов, смол, парафинов возрастает. В результате промывки была вымыта практически вся вода и нефть, отсюда и понятие " дистиллят сушит". Поэтому при промывке дистиллятом необходимо добиться полного смыва АСПО, иначе АСПО уплотнится, и мы получим плотную корочку, которая в дальнейшем приведет к заклиниванию штанг.

Таблица 7.

Сведения о промывках скважин по НГДУ «ЛН» за 2002-2005г.

Промывка НДС " сушит " в меньшей степени, однако она дает более худший результат. Содержание нефти в растворе НДС составляет от 20- 50 %. Выбор концентрации осуществляется технологическими службами нефтепромысла с учетом скважинных условий. Объем разовый дистиллятной обработки составляет в среднем 12 м 3. Объем разовой обработки с помощью АЦП- 16 м3. Для удаления АСПО используют и растворитель РСК-2. Необходимая обвязка устья скважины должна обеспечивать создание циркуляции растворителя по схеме " НКТ- затрубное пространство — НКТ " Закачку растворителя производят при давлении 110-120 атм, Растворитель РСК-2 не вызывает коррозию и осложнения при добыче, эффективен при температуре +40 до 45° С на устье скважин.

Закачку растворителя АСПО в глубинное оборудование закачивают по системе прямой и обратной циркуляции агрегатом ЦА-320 на 4-ой скорости. Промывка скважин дистиллятом или НДС осуществляется с помощью цементосмесительного агрегата ЦА-320 с применением автоцистерн АЦ-10. Агрегат смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ-257. Наибольшая подача -13,5л/с объем мерной емкости -6,4 м3, вспомогательный трубопровод длиной - 22 м. К химическим методам борьбы с АСПО относится также применение Ингибиторов. Ингибиторы, используемые для предупреждения образования АСПО, являются гидрофилизаторами поверхности оборудования и диспергаторами асфальтенов, смол и парафинов. Выбор ингибитора производят на основании лабораторных исследований и промысловых испытаний. Кроме того, для каждого ингибитора определяют величину его дозировки на 1 тонну добываемой нефти. Величина дозировки зависит от способа подачи ингибитора в продукцию скважины. Большинство ингибиторов дозируются в пределах 50-250 г/т. нефти. Ингибитор может подаваться в скважину постоянно при помощи забойных (ДСИ-107, ДРС илиДРП-1) или устьевых дозаторов (УДЭ или УДС), а также периодической закачкой в затрубное пространство при помощи агрегатов ЦА-320 М иАКПП~500.

Забойные инжекторные дозаторы ДСИ-107, разработаны ТатНИПИнефтью. Дозатор ДСИ-107 предназначен для подачи водонерастворимых ингибиторов на прием штангового насоса. Дозатор может применяться на скважинах с обводненностью продукции не менее 10 %, при температуре рабочей среды от 283-373º К ( 10-100 ºС ). Дозатор обеспечивает непрерывную подачу хим.реагента в пределах от 0,1 до 40 л/сут. Во время подготовительных работ по методике ТатНИПИнефтъ определяется необходимый объем хим.реагента, длина колонны НКТ для размещения ингибитора и диаметр втулки дозатора для установления режима его работы, затем производят заливку хим.реагента в колонну НКТ. Присоединение дозатора к колонне НКТ, и насоса к дозатору. Спуск насоса с дозатором производят в обычном порядке. Длину колонны НКТ для заливки ингибитора подбирают таким образом, чтобы ингибитора хватило до следующего текущего ремонта. Электронасосная дозировочная установка УДЭ в зависимости от дозировочного насоса имеет четыре типоразмера УДЭ 0,4/6,3; УДЭ 1/6,3; УДЭ 1,6/6,3;УДЭ 1,6/6,3. Они обеспечивают максимальные подачи хим.реагента 0,4; 1; 1,6; 1,9. Потребляемая мощность насоса 0,5 кВт. Принцип работы УДЭ заключается в следующем: Реагент из бака через фильтр по всасывающему трубопроводу поступает в плунжерный насос-дозатор и по нагнетательному трубопроводу подается в затрубное пространство скважины. Подача регулируется изменением длины хода плунжера

При постоянной дозировке хим. реагента в скважину на изначально чистой поверхности оборудования создается гидрофильная пленка, припятствующая формированию на ней отложений. Ингибитор оказывает и диспергирующее действие на твердую фазу АСПО, что способствует беспрепятственному выносу их потоком жидкости.

Для предупреждения АСПО на поверхности НКТ применяют реагенты-депресаторы, предотвращающие рост кристаллов и образования структур с плотной упаковкой молекул твердых углеводородов. Препятствовать отложениям могут также реагенты- модификаторы, изменяющие кристаллическую структуру парафинов в процессе их фазового перехода.

В 1979-1988 г.г.разработан ассортимент отечественных ингибиторов парафиновых отложений типа СНПХ-7000. Как показали исследования, эффективная область применения ингибиторов связана с соотношением содержания в нефти парафина, смол и асфальтенов. (Таблица 8).

Таблица 8. Применяемые ингибиторы парафиновых отложений

Наилучшими условиями применения ингибиторов являются непрерывная дозировка реагентов в нефть (50-100 г. на 1 тонну нефти). Возможна и периодическая дозировка через 2-3 суток и более при дозировке 100-250 г/т. Рациональная периодичность подачи ингибиторов связана с уровнем жидкости в затрубном пространстве возможно увеличение периода между дозировками.

Химические реагенты дороги и тенденции к снижению их стоимости не наблюдается.

3.6 Анализ методов борьбы с АСПО и определение оценки эффективности применяемых методов

С 2000 г. по 2004 г., парафинящийся фонд увеличился с631 скв., до 682 скв., в том числе по ШГН-651скв (на 1.01.2003г.) .

На сегодняшний день этот показатель еще более увеличился, т.к. Ромашкинское месторождение находится на завершающей стадии разработки, (в разработку включаются малопродуктивные неоднородные пласты верхних горизонтов , обширно используется система поддержания пластового давления), при которой происходит снижение температуры пласта, а значит и температура пластовой жидкости, продукция скважины становится более обводненной , оборудование более устаревает и как следствие возникает проблема отложения парафина на глубинно-насосном оборудовании. Каждый из применяемых методов борьбы с АСПО имеет свои плюсы и минусы.

Рассмотрим какие методы применяются в НГДУ «Лениногорскнефть» с 1998г. и по сегодняшний день. (таблица 9).

1.Центраторы-депарафинизаторы

До декабря 1999 г. широко применялись центраторы— депарафинизаторы. За два года (1998 и 1999 г.) центраторы - депарафинизаторы были внедрены на 90 скважинах. В декабре 1999г было принято решение о замене центраторов- депарафинизаторов на скребки- центраторы.

Таблица 9. Основные показатели в области АСПО по НГДУ «ЛН»

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6