Полный текст

Введение Нефть представляет собой сложную и разнообразную смесь различных углеводородов, как легких, так и тяжелых, находящихся в термодинамическом равновесии в пластовых условиях. На некоторых месторождениях добыча нефти не сопровождается образованием асфальтеносмолопарафиновых отложений на газо-насосном оборудовании (ГНО) скважин, тогда как на остальных осложнена ими. Диаграмма распределения скважин осложненного асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО) фонда в разрезе нефтегазодобывающих обществ (НГДО) ПАО «ЛУКОЙЛ» представлена на рис. 1. Нефтепромысловые АСПО представляют собой смесь высокомолекулярных соединений, состоящих из парафина, церезина, смол и асфальтенов. Асфальтены - в стандартных условиях порошкообразные вещества черного цвета с молекулярной массой от 1500 до 10 000. Чем больше растворенных асфальтенов в пластовой нефти, тем больше ее вязкость. Растворяются в ароматических углеводородах, хлороформе и сероуглероде. Смолы - жидкости или пластические вещества высокой плотности и вязкости с молекулярным весом от 450 до 1500. Плотность близка к единице. Растворяются в предельных и ароматических углеводородах. Церезины - смесь твердых алканов с числом атомов углерода в молекуле от С35 до С55. Растворяются в пентане, гексане, гептане и других углеводородах. Парафины - смесь твердых углеводородов (твердые в обычных условиях) с числом атомов в молекуле от С16 до С35. Растворяются в насыщенных углеводородах - пентане, гексановой фракции, гептане. АСПО начинают выделяться в нефти (кристаллизоваться) в стадии подъема на поверхность, главным образом при снижении температуры нефти ниже температуры ее насыщения парафином. Кроме того, при определенных термобарических условиях асфальтены начинают откладываться в пласте и кольматируют призабойную зону пласта. При изменении термобарических условий нарушение стабильности приводит к сокристаллизации выделяющихся из нефти асфальтенов, смол и парафинов, формированию АСПО разных типов как на стенках эксплуатационной колонны (ЭК), так и на ГНО добывающих скважин. На интенсивность образования АСПО влияют следующие факторы: - снижение давления в области забоя и связанное с этим нарушение равновесия газожидкостной системы; - интенсивное разгазирование; - снижение температуры по стволу скважины по мере приближения к устью; - изменение скорости движения газожидкостной смеси, которая может обеспечить либо отрыв кристаллов парафина с поверхности ГНО, либо, напротив, их осаждение; - изменения состава каждой фазы смеси и соотношения объемов фаз; - шероховатость поверхности ГНО; - адсорбционные процессы, обусловленные присутствием в нефти смолистых компонентов, обладающих высокой адгезией к металлической поверхности. В скважине перечисленные факторы меняются непрерывно от забоя до устья, поэтому наличие и характер отложений не являются постоянными. Образование АСПО происходит преимущественно из-за снижения температуры и давления, разгазирования в процессе подъема нефти по стволу скважины. Растворимость асфальтеносмолопарафиновых веществ (АСПВ) уменьшается, начинается кристаллизация парафина, осаждение АСПВ на поверхности нефтепромыслового оборудования. По мере их накопления производительность скважин снижается вплоть до полного прекращения добычи. Рис. 1. Доля скважин осложненного фонда с АСПО по НГДО ПАО «ЛУКОЙЛ» по состоянию на 01.01.2020 г. а б Рис. 2. АСПО: а - внутри насосно-компрессорных труб (НКТ); б - на насосных штангах (НШ) На рис. 2 представлены примеры АСПО на элементах ГНО добывающих скважин. Отнесение скважин к подгруппам вида осложнения По массовому содержанию парафинов, смол и асфальтенов нефти подразделяются на следующие типы. По содержанию парафинов: - малопарафинистая - ≤ 1,5 %; - парафинистая - > 1,5 % ≤ 6,0 %; - высокопарафинистая - > 6,0 %. По содержанию смол и асфальтенов: - малосмолистая - ≤ 5,0 %; - смолистая - > 5,0 % ≤ 15,0 %; - высокосмолистая - > 15,0 %. По плотности нефти подразделяются на типы: - особо легкая - ≤ 0,830 г/см3; - легкая - > 0,830 г/см3 ≤ 0,850 г/см3; - средняя - > 0,850 г/см3 ≤ 0,870 г/см3; - тяжелая - > 0,870 г/см3 ≤ 0,895 г/см3; - битуминозная - > 0,895 г/см3. Таблица 1 Подгруппы по категориям осложненности АСПО Подгруппа А1 А2 А3 Расчеты в программных продуктах с использованием результатов лабораторных исследований физико-химических свойств продукции скважин и геолого-технических данных по объекту разработки указывает на склонность нефти к выпадению АСПО Типы добываемой нефти: - тяжелая высокосмолистая парафинистая; - тяжелая высокосмолистая высокопарафинистая; - битуминозная высокосмолистая парафинистая; - битуминозная высокосмолистая высокопарафинистая Результаты динамометрии, снижение производительности насосной установки, рост давления в выкидных линиях, отставание колонны НШ, прихват скребка, прихват насосной установки Скважины, в которых наблюдается отложения АСПО на ГНО (по результатам подъема, разбора ГНО) Выявление фактов преждевременных отказов любого вида ГНО по причине АСПО Выявление фактов преждевременных отказов любого вида ГНО по причине АСПО при выполнении всех запланированных мероприятий по борьбе и предупреждению осложнения Рис. 3. Основные методы борьбы с АСПО Для классификации осложнения эксплуатации добывающих скважин АСПО принято использовать следующие критерии: 1. Типы нефти: тяжелая высокосмолистая парафинистая, тяжелая высокосмолистая высокопарафинистая, битуминозная высокосмолистая парафинистая и более насыщенный парафинами тип нефти - битуминозная высокосмолистая высокопарафинистая. 2. Расчеты в программных продуктах с использованием результатов лабораторных исследований физико-химических свойств продукции скважин и геолого-технических данных по объекту разработки указывают на склонность нефти к выпадению АСПО. 3. Результаты динамометрии, снижение производительности насосной установки, рост давления в выкидных линиях, отставание колонны НШ, прихват скребка, прихват насосной установки. 4. Скважины, в которых наблюдается отложения АСПО на ГНО (по результатам подъема, разбора ГНО). 5. Выявление фактов преждевременных отказов любого вида ГНО по причине АСПО. 6. Выявление фактов преждевременных отказов любого вида ГНО по причине АСПО при выполнении всех запланированных мероприятий по борьбе и предупреждению осложнения. Согласно критериям, сформированы подгруппы по категориям осложненности АСПО (табл. 1). Методы борьбы с осложнением Борьба с АСПО при добыче нефти ведется по двум направлениям: - профилактика или предотвращение отложений; - удаление уже сформировавшихся отложений. Основные методы борьбы с отложениями представлены на рис. 3. Применение гладких покрытий Это метод покрытия внутренней поверхности НКТ стойкими к отложению парафина материалами - эмалями, эпоксидными смолами и другими материалами, применение стеклопластиковых НКТ. Применение эмалей, эпоксидных смол и стеклопластиковых НКТ позволяет уменьшить объем операций по депарафинизации НКТ с помощью горячих промывок и химобработок. Тепловые методы К тепловым методам предупреждения АСПО относится применение различных нагревателей - линейные нагреватели (греющие кабельные линии), индукционные устройства локального прогрева. Компенсация тепловых потерь в скважине с использованием нагревательных кабельных линий является наиболее универсальным способом, также снижающим вязкость эмульсий. Одним из основных методов удаления АСПО является промывка скважин теплоносителем. В качестве теплоносителя используется горячая нефть или горячая вода с добавлением поверхностно-активных веществ (ПАВ). Суть метода заключается в том, что теплоноситель (нагретая нефть или вода) закачивается в затрубное пространство скважины, нагревает АСПО, находящиеся в насосно-компрессорных трубах (НКТ), через стенку труб расплавленные полностью или частично отложения уносятся в выкидную линию потоком жидкости. Нагревание снаружи НКТ приводит к тому что, если даже отложения не полностью переходят в жидкое состояние, они могут уноситься потоком, так как расплавленный слой отложений уже не имеет достаточных свойств сцепления для удержания на поверхности НКТ. При использовании в качестве теплоносителя нефти эффективное удаление парафиновых отложений достигается не только за счет теплового воздействия, но и за счет растворения горячей нефтью парафиновой массы. Однако при дальнейшей транспортировке нефти, насыщенной парафином при высокой температуре, имеет место вторичное выпадение парафина в трубопроводе из-за снижения температуры потока. При этом процесс формирования вторичных отложений может оказаться настолько интенсивным, что после нескольких промывок теплоносителем возможно образование парафиновой пробки в выкидной линии. Аналогичные случаи возможны и при промывке скважины горячей водой. В целях предотвращения формирования отложений при вторичном выпадении парафина из раствора необходимо в теплоноситель вводить либо ингибитор парафиноотложений, либо ПАВ, обладающие свойством диспергирования смолопарафиновой массы. Эти реагенты, как правило, подбираются в лаборатории с учетом свойств нефтей и условий того месторождения, на скважинах которого предполагается применять эти способы и реагенты. Для удаления парафиновых пробок с целью восстановления циркуляции специализированными предприятиями разработаны способы электропрогрева скважинного оборудования нагревательными элементами трубного типа на грузонесущих кабелях. Механические методы Удаление АСПО механическим способом осуществляется с помощью скребков различных конструкций. При эксплуатации скважин насосными установками с погружным электродвигателем (ПЭД) и фонтанным способом НКТ очищают скребками, которые спускаются на проволоке. На скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН), применяются скребки-центраторы, которые закреплены на штангах через определенный интервал. Скребки срезают АСПО со стенок НКТ, которые потоком жидкости выносятся на поверхность. Физические методы Метод основан на применении магнитных аппаратов и воздействии магнитного поля на флюид. Механизм предотвращения отложений следующий: водонефтяная эмульсия, поступающая в скважину, содержит в своем составе примеси железа в типичных концентрациях 10-100 мг/л; эти примеси сформированы в основном в форме агрегатов ферромагнитных микрокристаллов железа (ФМЖ). При прохождении нефтяного потока через область магнитного поля происходит разрушение агрегатов ФМЖ на отдельные субмикронные частицы. Так как в каждом агрегате содержится от нескольких сотен до не скольких тысяч микрочастиц, то разрушение агрегатов приводит к резкому, от 100 до 1000-кратному, увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов. Поскольку скорость радиального перемещения включений пропорциональна их объему, то при увеличении количества центров кристаллизации в 100 раз во столько же раз уменьшится средний размер кристаллов парафина и в 100 раз уменьшится скорость переноса парафинов к стенке трубопровода. В результате разрушения агрегатов кристаллы парафина 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, то есть тоже в 100 раз. Подбор магнитного аппарата для конкретной скважины необходимо проводить путем исследования воздействия магнитного поля на добываемый флюид. Химические методы Одним из самых распространенных методов предупреждения АСПО является дозированная подача ингибиторов АСПО. Производимые ингибиторы содержат в своем составе и депрессаторы - вещества, снижающие температуру кристаллизации парафина, и модификаторы, или диспергаторы, - вещества, снижающие структурную связь и монолитность отложений. Ингибиторы также обладают в определенной степени моющими и растворяющими свойствами. Каждое месторождение имеет отличные от других месторождений состав и свойства нефти и пластовых флюидов. Даже в пределах одного месторождения, в зависимости от того, где расположена скважина - в центре или периферии, состав и свойства нефти могут значительно отличаться. Поэтому необходимо подбирать соответствующий ингибитор для каждой скважины индивидуально. Выбор ингибитора производят на основе лабораторных и промысловых испытаний. Эффективность применяемого ингибитора по результатам лабораторных испытаний должна быть не менее 75 %. Данный реагент будет способствовать увеличению межочистного периода, но не исключает осуществления операций по удалению АСПО. При применении ингибитора с эффективностью от 95 % АСПО не образуются. Для каждого ингибитора определяется величина его дозирования на тонну добываемой нефти. Величина дозирования, в свою очередь, зависит от способа подачи ингибитора в продукцию скважины. В качестве средств дозирования ингибитора в затрубное пространство скважины или непосредственно на прием насосной установки с помощью скважинных трубопроводов применяются дозировочные устройства типа устьевых блоков подачи реагента (УБПР) или дозаторы глубинные (ДГ), смонтированные ниже насосной установки. Для ликвидации АСПО в скважинном и нефтепромысловом оборудовании применяются углеводородные растворители (УВР). Как правило, в большинстве случаев растворители АСПО применяются, когда другие методы и способы не дают положительного результата. Например, при глубинных отложениях АСПО в НКТ, в ЭК или в рабочих органах насосов. Обоснование применения химических реагентов для предупреждения АСПО в скважине В рамках проведения опытно-лабораторных и опытно-промышленных испытаний реагентов для предотвращения АСПО проводится комплекс исследований для определения эффективности применения реагентов. Каждый объект исследуется индивидуально: даже на одном месторождении, на одном эксплуатационном объекте, на пробуренных рядом скважинах реагенты показывают разную эффективность. Это связано с различными условиями (физическими, химическими) в каждой отдельной скважине, трубопроводе, аппарате. Также в процессе добычи нефти необходимо периодически не реже одного раза в три года проверять эффективность подобранных реагентов, а также при изменении таких параметров работы обрабатываемого объекта, как: - изменение физико-химических свойств флюида; - проведения ГТМ на скважине; - значительное увеличение, уменьшение дебита; - приобщение или изоляция пропластков, эксплуатационных объектов; - изменения пластового, забойного давления в процессе эксплуатации. При реализации одного из вышеуказанных пунктов необходимо выполнять переподборы применяемых химических реагентов. Филиалом «ПермНИПИнефть» проведено значительное количество исследований по определению эффективности действия ингибиторов АСПО для предотвращения осложнений при добыче нефти. а б Рис. 4. Эффективность базовых (подобранных ранее) химических реагентов в сравнении с эффективностью: а - новых подборов; б - новых подборов, не достигших критерия 75 % Рис. 5. Эффективность базовых (подобранных ранее) химических реагентов в сравнении с эффективностью новых подборов Метод определения эффективности действия ингибиторов АСПО по «холодному стержню» Сущность данного метода заключается в сравнительной оценке эффективности нескольких ингибиторов АСПО или одного ингибитора при различных концентрациях в динамическом режиме, характерном для конкретных условий добычи или транспорта нефти. Метод применим для нефти с обводненностью не выше 20 %. Расчет эффективности ингибиторов парафиноотложений (Э) производят по формуле: где m0 - масса парафиноотложений, выделившихся на «холодном стержне» из нефти, не обработанной ингибитором (ячейка сравнения); m1 - масса парафиноотложений, выделившихся на «холодном стержне» из нефти, обработанной ингибитором. За результат измерений принимают среднее арифметическое значение двух параллельных определений. Определение эффективности действия ингибиторов АСПО визуальным методом Сущность метода заключается в сравнительной оценке результатов испытания, выборе самого эффективного ингибитора по показателям отмыва пленки нефти, дисперсии, налипания, замазывания, общего отмыва колбы от АСПО. Метод применим для нефти с обводненностью выше 20 %. Эффективность ингибитора (Э, %) вычисляется по формуле: Э = Х1 - Х2 + Х3 + Х4 + Х5, где по таблицам согласно методике определяется: Х1, % - оценка времени отмыва пленки нефти; Х2, % - оценка дисперсии частиц АСПО; Х3, % - оценка налипания частиц АСПО; Х4, % - оценка замазывания частиц АСПО; Х5, % - общий отмыв колбы от АСПО. За результат измерений принимают среднее арифметическое значение двух параллельных определений. Результаты исследований определения эффективности действия ингибиторов АСПО В результате проведенных исследований наблюдали снижение эффективности базовых реагентов (рис. 4). Как видно из данных рис. 4, ранее подобранные реагенты (базовые) на данный момент уже не удовлетворяют критерию эффективности 75 %, поэтому по данному фонду работа по поиску эффективных реагентов и доработке составов, приближенных к критерию эффективности, продолжается. По некоторым скважинам подбор химических реагентов для предотвращения АСПО вообще не дает эффективных результатов для применения химического метода борьбы с отложениями (рис. 5). По таким скважинам нами сделано предложение по определению подходов к данной группе объектов (исключение дозирования реагента, смена способа борьбы с осложнением, доработка реагента). Заключение Перед реализацией на скважине мероприятий по удалению или предотвращению осложнений, связанных с АСПО, необходимо выполнить оценку технологической эффективности и экономической целесообразности применения технологии. Минимальные мероприятия для подгрупп осложненного фонда представлены в табл. 2. Таблица 2 Минимальные мероприятия для подгрупп осложненного фонда АСПО Подгруппа А1 А2 А3 Минимальные мероприятия Механическая очистка НКТ насосными штангами со скребками (штангового глубинного насоса (ШГН)) и скребками (электроцентробежный насос (ЭЦН), электровинтовой насос ЭВН)) с применением стационарных полуавтоматических и автоматических депарафинизационных установок Механическая очистка НКТ насосными штангами со скребками (ШГН) и скребками (ЭЦН, ЭВН) с применением стационарных полуавтоматических и автоматических депарафинизационных установок Механическая очистка НКТ насосными штангами со скребками (ШГН) и скребками (ЭЦН, ЭВН) с применением стационарных полуавтоматических и автоматических депарафинизационных установок Применение магнитного аппарата (ШГН) по результатам лабораторных исследований Дозированная подача ингибиторов АСПО по результатам лабораторных исследований Промывки скважин теплоносителем (горячая нефть или горячая вода с добавлением поверхностно-активного вещества (ПАВ) по результатам лабораторных исследований) с подбором межочистного периода (МОП) опытным путем Внедрение нагревательных кабельных линий по результатам теплового расчета Обработки скважин УВР по результатам лабораторных исследований с подбором МОП опытным путем

Об авторах

Александр Валентинович Митрошин

Автор, ответственный за переписку.
Email: aleksandr.mitroshin@pnn.lukoil.com
Россия, 614015, г. Пермь, ул. Пермская, 3а

заместитель директора филиала по научной работе в области добычи нефти

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 385

PDF (Russian) - 958

PDF (English) - 241

Ссылки

• Ссылки не определены.