книги / Применение растворителей и ингибиторов для предупреждения образований АСПО

Покачевского, Вынгапурского, Спасского, Довбушского, Восточной Котур-Тепе и др.;

ингибиторы СНПХ-7204 и его аналоги СНПХ-7214, СНПХ-7214 ПБ, а также СНПХ-7214Р, СНПХ-7214РМ более эффективны для ме­ сторождений: Чутырского, Северо-Варьеганского, Варьегинского, Суторминского, Ромашкинского (пл. А) и др.;

ингибиторы СНПХ-7205 и его аналоги СНПХ-7215, СНПХ-7215 ПТ, СНПХ-7215М эффективны для месторождений: Киенгопского, Джерского, Ромашкинского (пл. Бз Г), Ольховского, Басарского, Воз­ несенского, Покровского и др.;

ингибитор СНПХ-7401 и его аналог СНПХ-7401М эффективны для Усинского (пл. Дг), Баклановского, Кокуйского и других месторож­ дений;

ингибитор СНПХ-7410 эффективен для Гожано-Шагиртского, Таныпского, Куедино-Красноярского месторождений.

Степень отмыва нефти в указанных условиях составляет 70...100% за 5...60 с, что соответствует отличным и хорошим результатам лабо­ раторных испытаний.

Величина частиц дисперсии составляет 0,5...3 мм. Степень отмыва парафиноотложений 80... 100 %.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ ИНГИБИТОРОВ

В НПО Союзнефтепромхим совместно с институтами отрасли про­ ведены опытно-промышленные испытания ингибиторов парафиноот­ ложений типа СНПХ-7000 в различных производственных объединениях, в частности: ингибитор марки СНПХ-7212 испытан в ПО Нижневартовскнефтегаз, в ПО Красноленинскнефтегаз на Талинском месторождении. Ингибиторы марки СНПХ-7214 ПБ, СНПХ-7214Р испытаны в ПО Варьеганнефтегаз на Северо-Варьеган- ском, Варьеганском месторождениях, ингибитор СНПХ-7215 в ПО Пермнефть на Полазненском месторождении, в ПО Татнефть на Ромашкинском месторождении. Ингибитор СНПХ-7401 в ПО Пермнефть на Баклановском месторождении, в ПО Коминефть на Усинском, Возейском месторождениях, в ПО Нижневартовск­ нефтегаз на Самотлорском месторождении. Ингибитор марки НПХ-7400 в ПО Пермнефть на Гожано-Шугуртском месторож­ дении [1 ].

Технологическая эффективность различных марок ингибиторов применительно к конкретным месторождениям достигается при дозировке их в нефть в расчете 50...200 г на 1 т нефти. При этом происходит диспергирование и отмыв асфальтосмолопарафиновых сос­ тавляющих в потоке нефти, что препятствует отложению парафина в нефтепромысловом оборудовании. Место ввода ингибитора определя­ ется температурой осаждения (или начала кристаллизации парафина)

асфальтосмолопарафиновых составляющих в нефти и изменяется для различных парафиноотложений от 10...30 °С.

Технологическая схема подачи ингибитора определяется способом эксплуатации скважин. Подача ингибитора или обработка нефтепро­ мыслового оборудования осуществляется непрерывно или периодически. Непрерывная подача ингибитора производится назем­ ным или глубинным дозировочным устройством. Периодическая пода­ ча осуществляется устройством гидростатического действия или насос­ ным агрегатом ЦА-320. Непрерывная или периодическая подача ингибитора наземными дозаторами осуществляется в затрубное прост­ ранство скважин: фонтанных, газлифтных, а также оборудованных электроцентробежными (ЭЦН) или штанговыми (ШГН) насосами. Глубинные дозировочные устройства устанавливаются на хвостовике насосно-компрессорных труб в скважинах, оборудованных ШГН.

Ингибитор, попадая в затрубное простанство в виде собственной фазы в нефти, постепенно опускается по стволу скважины до хво­ стовика НКТ фонтанных скважин, насоса ЭЦН и ШГН или клапана газлифтных скважин, где подхватывается потоком продукции скважины, поступающей из пласта, смешивается с ней, взаимодейст­ вуя с асфальтосмолопарафиновыми отложениями. Как показали исследования, происходит "размывание" пробы ингибитора по стволу скважины. Время опускания и, тем самым, оптимальная периодичность дозировки в случае периодической подачи зависят от столба нефти в затрубном пространстве. При повышении уровня нефти в затрубье время спуска ингибитора по стволу скважины увеличивает­ ся, при этом увеличивается возможная периодичность дозировки.

Испытание ингибиторов типа СНПХ-7000 осуществлялось по трем схемам: с помощью дозаторов гидростатического действия, путем не­ прерывной подачи в затрубное пространство и в гребенку газлифтных скважин. Глубинные дозаторы испытывались в ПО Татнефть, Пермнефть и др. Периодическая подача ингибитора с помощью агрегатов была испытана в производственных объединениях: Нижневартовскнефтегаз, Варьеганнефтегаз, Коминефть и др.

Так, испытания ингибитора в ПО Мангышлакнефть на 15 скважинах Узеньского месторождения с дебитом 2...50 т/сут путем периодической подачи реагента в нефть через затрубное пространстсво в количестве 2,5...5,0 л/сут в расчете на 1 скважину позволили увеличить межочистной период работы скважин без профилактических обработок в 2,7...8,0 раз.

Испытания ингибиторов СНПХ-7215 в ПО Коминефть, Пермнефть и Татнефть показали увеличение межочистного периода работы на За- падно-Тэбукском, Ольховском и Ромашкинском месторождениях в 2...3,7 раза, ингибитора СНПХ-7401, СНПХ-7410 в ПО Мангышлак­ нефть и Пермнефть на Баклановском и Гожанском месторождениях — в 2,4...2,8 раза.

Аналогичные промысловые результаты испытаний показали:

ингибитор СНПХ-7212 на Жанажольском месторождении ПО Актюбинскнефть, Самотлорском месторождении ПО Нижневартовскнефтегаз, Вынгапурском месторождении ПО Ноябрьскнефтегаз, Талинском месторождении ПО Красноленинскнефтегаз;

ингибиторы СНПХ-7214 ПБ, СНПХ-7214Р на Варьеганском и Се- веро-Варьеганском месторождениях ПО Варьеганнефтегаз.

Технологическая эффективность ингибитора типа СНПХ-7000 для Северо-Варьеганского, Жетыбайского, Чутырского, Киенгопского, Возейского месторождений выше, чем XT-48, ХТ-54, а на других мес­ торождениях не уступает известным зарубежным ингибиторам.

ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ И СРЕДСТВА ДОЗИРОВАНИЯ ИНГИБИТОРОВ

В качестве средств дозирования подачи ингибитора используются дозировочные устройства УДС, УДЭ, гидростатического действия (УДГ), глубинные дозировочные устройства (ДГ). Наземными дозировочными устройствами (УДГ, УДС, УДЭ) ингибиторы подаются непрерывно в затрубное пространство фонтанных, а также оборудо­ ванных ЭЦН и ШГН скважин.

УДС располагается у станка-качалки. Ее нагнетательный трубоп­ ровод присоединяется к затрубному пространству скважины, а рычаг дозировочного насоса посредством гибкой тяги — к балансиру станкакачалки. Величина подачи (0,4...0,63 л/ч) обеспечивается регулято­ ром длины хода плунжера насоса и изменением мест крепления тяги к рычагу насоса и балансиру станка-качалки.

УДЭ состоит из бака, электронасосного агрегата, указателя уровня, всасывающего и нагнетательного трубопроводов и их арматуры, шкафа управления с пускозащитной аппаратурой.

Подача насоса (0,1...1,0 л/ч) регулируется путем изменения длины хода плунжера.

Дозирующее устройство гидростатического действия (УДГ) состоит из дозатора, соединяющегося с затрубным пространством скважины и заправочной емкостью с помощью быстросъемных беспрокладочных соединений. Емкость устанавливается на станине станка-качалки или эстакаде с таким расчетом, чтобы обеспечить статический напор жидкости в дозаторе 1,0... 1,5 м.

Непрерывное дозирование ингибитора на скважинах, оборудован­ ных ШГН, можно осуществлять с помощью глубинного дозатора ДГ, разработанного во ВНИИнефтепромхиме.

Дозатор применяется с контейнером из насосно-компрессорных труб. Он включает устройство дозирования, предназначенное для подачи химреагента из контейнера в скважинную жидкость, а газоотборник предназначен для отбора газа из продукции скважины и заме­ щения им расходуемого из контейнера химреагента.

Устройство дозирования представляет собой плунжерный насос, состоящий из подвижной и неподвижной частей, действующий за счет

циклического изменения длины колонны насосно-компрессорных труб при работе штангового насоса. Для регулирования величины подачи (0,04...0,2 л/ч) в устройстве дозирования имеется регулировочный винт, с помощью которою устанавливается заданная длина хода плун­

жера.

На промыслах Сибири применяется также периодическая обработ­ ка скважины ингибиторами АСПО с помощью промывочных агрегатов.

Для испытания ингибиторов наиболее целесообразно выбирать скважины, оборудованные ШГН, что позволяет постоянно котролировать нагрузку балансира, и тем самым контролировать и эф­ фективность применения реагента. При испытаниях надо начинать с большей дозировки и постоянно уменьшать ее объем с доведением до минимально необходимого количества.

Одним из возможных способов химического предупреждения АСПО может быть закачка ингибитора в пласт. Последний играет роль естественного дозатора. Перед закачкой ингибитора в пласт необ­ ходимо очистить забой от грязи во избежание ухудшения коллек­ торских свойств призабойной зоны пласта.

Этот способ трудоемок, так как требует дополнительных работ для бригад ПРС и КРС, а эффективность пласта как дозатора не всегда высока.

Высокую эффективность показало применение ингибиторов для предупреждения отложений парафина в нефтесборной системе. Играя одновременно и роль деэмульгаторов, они способствуют внутритрубной деэмульсации нефти, снижают давление в системе сбора. Для этих целей применяются чаще всего дисольван4411, реагент прогалит, сепорол 5014 плюс изопропиловый спирт и др. Концентрация реаген­ тов от 20 до 200 мг/л в зависимости от конкретных условий. Реагенты для этих целей подаются, чаще всего, в чистом виде. На ПЗУ или на периферийных скважинах устанавливаются дозировочные насосы для подачи химреагентов в нефтесборный коллектор или в выкидную линию. Подачу реагентов производят через форсунки или через обрат­ ный клапан, который устанавливается непосредственно на трубопро­ воде. Это предохраняет от замазученности в случаях повреждения на­ гнетательных трубопроводов. Расход реагента в зависимости от типа реагента, свойств нефти и пластовой воды регулируется опытным путем. Для подавляющего большинства месторождений расход много­ функционального реагента (снижение вязкости, предупреждение ас­ фальтосмолистых и парафиновых отложений) для нефтесборной систе­ мы составляет 20...60 г/т нефти.

ПРИМЕНЕНИЕ ПОЛИАКРИЛАМИДА ДЛЯ ПРОМ Ы СЛОВЫ Х ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЙ

В последние годы на промыслах страны используется гидролизован­ ный полиакриламид (ПАА). Его применяют в качестве загустителя в системе ППД в целях увеличения коэффициента нефтеотдачи пласта как ингибитор парафиноотложений при добыче нефти, как се­ лективный изоляционный материал в композиции с другими ма­ териалами для временной изоляции пластовых вод. ПАА также с успе­ хом применяются при глушении скважин как буферная жидкость. Частичное применение ПАА находит и в бурении скважин. Ниже расс­ матриваются свойства ПАА.

ПАА — высокомолекулярное соединение, сравнительно хорошо растворяется в воде и дает даже при небольших концентрациях высо­ ковязкие растворы.

Промышленность выпускает ПАА двух типов: аммиачный и извест­ ковый полимер. Продукт выпускается в виде 7-8%-го геля или в виде мелкозернистого белого порошка. В водном растворе ПАА проявляет свойства катионно-анионного полиэлектролита. Гидролизованный ПАА хорошо диссоциирует в воде, отщепляя катионы. Нагревание во­ ды до 70...80 °С улучшает растворимость.

Растворы гидролизованного ПАА имеют пониженное поверхност­ ное натяжение на границе с нефтью. Практика показала, что растворы ПАА снижают свойства при отрицательной температуре.

В целях предупреждения парафиноотложений ПАА применяют двумя способами:

созданием слоя покрытия внутренней поверхности труб в ком­ позиции с другими веществами (например, с жидким стеклом). В дан­ ном случае применяют высоковязкий раствор ПАА с концентрацией до 2 % и жидкого стекла до 3 %. Покрытие производят в специальных ваннах. Предварительно очищенные и обезжиренные трубы погружа­ ют в ванну, выдерживают 20 мин, устанавливают на стеллажи под не­ которым уклоном. Примерно через сутки спускают в скважину;

путем периодической подачи 0,05...0,1 % раствора ПАА в затрубное пространство скважины. После подземного ремонта скважины с полной очисткой НКТ в затрубное пространство заливают 1,5...2 м3 раствора ПАА указанной концентрации и скважину пускают в работу. В дальнейшем через 10... 15 сут периодически заливают в затрубное пространство 200...300 л 0,1% -го раствора. Это позволяет восста­ навливать гидрофильную пленку на поверхности НКТ. В зависимости от дебита скважины, применяемого подземного оборудования, а также обводненности периодичность обработки скважины ПАА может приме­ няться от 7...20 сут и более. Для скважин, оборудованных ЭЦН, необ­ ходимо применять раствор с концентрацией 0,05 %. Периодичность обработки скважин, оборудованных ЭЦН, ЭВН на 50...60 % больше, чем оборудованных ШГН.

Растворы полиакриламида также с успехом могут применяться для предупреждения парафиноотложений в выкидных линиях и нефте­ сборных коллекторах.

На подготовку нефти растворы полиакриламида отрицательного влияния не оказывают.

ПОКРЫТИЕ ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ТРУБ ПАРАФИНОСТОИКИМИ МАТЕРИАЛАМИ

Применение на нефтепромыслах защитных футеровок и покрытий (стекла, стеклоэмалей, эпоксидных смол) показало их высокую эф­ фективность.

Использование остеклованных труб, например, от 2 до 5 раз снижа­ ет частоту подземных ремонтов, вообще исключает депарафинизацию скважин с помощью АДП, ППУ или скребков.

Более широкое внедрение остеклованных труб задерживается из-за отсутствия достаточного числа заводов по остеклованию труб. Кроме того, для штанговых глубинно-насосных скважин применение остекло­ ванных труб не всегда эффективно, особенно в наклонных скважинах.

Поэтому вопрос поиска новых более стойких к запарафиниванию материалов приобретает актуальность. Особенно важно применение доступных, дешевых материалов, которые были бы пригодны прежде всего для индустриальных методов нанесения защитных покрытий, т. е. на трубопрокатных заводах.

Обширные и достаточно глубокие исследования в этом направлении были проведены ТатНИПИнефтью, ПермНИПИнефтыо и БашНИПИнефтью. Ниже (табл. 2) приводятся результаты исследования перс­ пективных материалов.

В табл. 2 не приведены свойства материалов адгезионной ус­ тойчивости к парафину (т. е. стойкость против прилипания парафина при одной и той же интегральной гладкости поверхности). А этот пока­ затель имеет очень важное значение. Например, эпоксидная смола имеет интегральную гладкость 96...100 %. Промысловые испытания показали, что при небольшой разности по гладкости поверхности остеклованные трубы имеют в несколько раз выше защитные свойст­ ва, чем трубы, покрытые эпоксидными смолами. Поэтому следует сде­ лать вывод, что чем выше гидрофильность поверхности труб или пок­ рытия (смачиваемость водой), тем выше и стойкость материала к прилипанию кристаллов парафина.

Парафиностойскость материала прежде всего связана с гладкостью его поверхности. Многочисленные исследования показали, что все ма­ териалы, в том числе и стекло, имеющие шероховатую поверхность, запарафиниваются. Самым распространенным и эффективным спосо­ бом предупреждения отложений парафина на промыслах является применение остеклованных НКТ. Однако неправильное обращение с

ними при эксплуатации часто приводит к потере защитных свойств, а так же к другим нежелательным последствиям.

При остекловании НКТ нагревают до температуры 700...800 °С. Поэтому в отдельных случаях возможна потеря прочности и порча резьбовых соединений. В связи с этим на трубной базе необходимо про­ верить резьбовые соединения калибром. Кроме того, на трубной базе или при спуске в скважину остеклованные трубы должны шаблонироваться и в муфтовых соединениях необходимо устанавливать кольца-вставки. Последние изготавливаются, как правило, из тех же труб на токарном станке. Высота колец 23...24 мм, диаметр меньше диаметра трубы на 2,5 мм. Поэтому на станке сначала снимают верхний слой остеклованного патрубка на 2,5 мм, потом разрезают на кольца высотой 23...24 мм. При эксплуатации остеклованных труб в них нельзя спускать скребок. Для контроля проходимости обычно применяют шаблон-грузик без острых кромок. Скорость спуска грузика не должна превышать 50...60 м/мин. Установка на шаблоне резиновых колец не требуется.

При применении остеклованных НКТ для ШГН диаметр насоса бе­ рут для НКТ 0 2,5" не более 43 мм, а диаметр штанг — 22 мм. Перед посадкой плунжера в насос необходимо произвести промывку для уда­ ления осколков стекла. Свинчивание НКТ и штанг необходимо произвести особенно тщательно, так как каждый подземный ремонт ухудшает качество покрытия труб.

Если глубинный штанговый насос с остеклованными трубами спу­ щен в наклонную скважину, то после подземного ремонта до спуска

скважину необходимо промыть нефтью для замены жидкости глу­ шения. Соленая вода не предохраняет остеклованные трубы от истирания.

Остеклованные трубы спускаются, как правило, на глубину отло­ жений парафина. В нижней части колонна состоит из простых труб.

ПОДБОР РЕЖИМА ДДЯ ПАРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОТЛОЖ ЕНИИ ПАРАФИНА

Выше был описан механизм отложения парафина. При достижении определенной скорости потока жидкости силы сцепления парафина с поверхностью труб преодолеваются скоростью потока. Эта скорость называется критической или скоростью срыва. При дальнейшем увеличении скорости парафин уже не откладывается на стенках труб. Однако с увеличением скорости возрастают и гидравлические потери на подъем жидкости на поверхность, увеличиваются энергетические потери.

С другой стороны, создание скорости срыва лимитируется стандар­ том труб, выпускаемых промышленностью. Например, для скважин с дебитом 40 м3/сут нет стандартных НКТ для достижения критической скорости. Для НКТ диаметром 50,8 мм ( 2") критическая скорость потока возникает при дебите 180...220 м3/сут (газовый фактор 20 м3/т). Таким образом, для достижения скорости срыва для скважины со средним дебитом имеются технические трудности.

Уменьшение интенсивности отложений парафина можно достичь противоположным путем — увеличением диаметра НКТ.

Если, например, ЭЦН 5-40-1400 спустить на НКТ диаметром 73 мм вместо 60 мм, то частота чистки парафина снизится в 2 раза.

Увеличение диаметра НКТ дает наибольший эффект при эксплуа­ тации скважин 1ИГН. Так, при спуске НКТ диаметром 76 мм вместо 63,5 мм для насоса 56 мм межремонтный период по очистке от парафина увеличивается в 1,5...2,5 раза. При эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами практически трудно достигнуть скорости срыва по всей длине труб, так как штанги имеют переменное сечение. При увеличении скорости потока из-за сужения сечения штанги при ходе вниз начинают отставать. Более того, интенсивное взбалтывание жидкости при ходе штанг вниз (движение жидкости противоположно) способствует более интенсивному отложению парафина на трубах и штангах. На редких скважинах такое интенсивное взбалтывание способствует самоочистке закристаллизо­ ванного парафина.

Интенсивность запарафинивания поверхности НКТ в зависимости от скорости потока в комплексе с термодинамическими явлениями еще недостаточно изучена.

ПРИМЕНЕНИЕ ВЗВЕСЕЙ И ГЕЛЕЙ В ЦЕЛЯХ

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ЗАПАРАФИНИВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ

Этот метод является самым слабоизученным. Суть его заключается в том, что в нефть вводятся искусственные центры кристаллизации в виде взвесей, гелей и т. д. Это способствует образованию кристаллов парафина в самой жидкости, а не на поверхности труб.

Образованные частички твердого парафина в подавляющем большинстве уносятся с жидкостью. Взвеси и гели могут подаваться в скважину в готовом виде или получаться на забое скважины как результат химической реакции.

Несмотря на малоизученность этого метода, его необходимо отнести к перспективным методам, так как создание гелей и взвесей не требует больших затрат и дефицитных материалов.

ХИМИЧЕСКИЕ СПОСОБЫ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИН И ОБОРУДОВАНИЯ

Химические способы удаления парафиновых отложений с поверх­ ности нефтепромыслового оборудования находят в последнее время все более широкое применение. Для этих целей используются различного рода растворители — отходы химической промышленности. Наиболее эффективными растворителями являются гексановая фракция, бутилбензоловая фракция, легкая пиролизная смола, их композиции и др. Особенно они эффективны для очистки от отложений парафина глубинного оборудования в скважинах, оборудованных электровинтовыми насосами, так как в этих скважинах тепловые обработки запре­ щаются во избежание вывода из строя погружного электродвигателя и кабеля. На скважинах, оборудованных ШГН, растворители применя­ ют для удаления парафина ниже 500 м, где эффективность горячих промывок очень низка. Для удаления парафиносмолистых отложений со стенок эксплуатационной колонны растворители являются наиболее эффективными средствами.

Растворители успешно применяются также для депарафинизации выкидных линий, нефтесборных коллекторов. Для депарафинизации выкидных линий растворитель закачивают в объеме, необходимом для заполнения очищаемого интервала, выдерживают 3...4 ч, потом запу­ скают скважину. В промысловой практике на 1 км выкидной линии расходуется около 5 м3 растворителя.

Технология депарафинизации скважин растворителями следую­ щая:

в зависимости от степени запарафинивания в затрубное простран­ ство закачивают 3...7 м3 растворителя, а затем путем закачки нефти растворитель вытесняется в НКТ при работающей скважине. Причем расчет объема вытесняющей жидкости (нефти) производят таким