X Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2018

Под парафинообразованием понимают, выпадение из нефти и отложение на обсадной колонне, насосно-компрессорных трубах и оборудовании асфальтосмолистых парафиновых соединений (АСПО): последние при температуре выше 40°С и давлении более давления насыщения находятся в нефти в растворенном состоянии. При движении из пласта в скважину меняются термодинамические условия, и АСПО выделяются из нефти. Обладая определенной адгезией, они накапливаются на шероховатой поверхности металлического оборудования. АСПО включают в себя парафины метанового ряда от С16Н34 до С64Н130, а также асфальтосмолистые соединения, силикагелевые смолы, воду, механические примеси. Механизм формирования АСПО состоит в возникновении и росте кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности, а затем на образовавшейся соло-парафиновой подкладке. На первой стадии образования АСПО происходит зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов, на второй стадии - осаждение мелких кристаллов на поверхности оборудования, на третьей - осаждение на парафинированную поверхность более крупных кристаллов. При этом асфальтены выпадают и образуют плотный и прочный осадок, в то время как смолы только усиливают действие асфальтенов. При снижении температуры нефти до величины температуры насыщения нефти парафином и менее начинается процесс формирования микрокристаллов АСПО.

Рис.1.1 Асфальтосмолопарафиновые отложения в НКТ

Методы ликвидации и предупреждения отложений парафина

Для борьбы с парафином на Самотлорском месторождении используют 6 способов:

1. Тепловой (АДП): закачивают горячую нефть (t = 90 град.) через затрубное пространство. АДП Закачивают горячую нефть (t = 90⁰С) через затрубное пространство. Одна операция требует нефти в объеме 29 м3 (два автомобиля-ЦР 15 м3 и 14 м3) и специальный агрегат для нагрева нефти. Вся операция занимает 2 –2,5 часа, при не работающем электродвигателе, запуск его производится через 2 часа после операции.

2. Химический: закачивают химический реагент Нефрас через затрубное пространство. Закачивают химический реагент Нефрас через затрубное пространство, при работающем ЭЦН. Подача химического реагента производится посредством дозатора (ОЗНА - Дозатор).

3. Механический: через лубрикатор спускается в НКТ скребок.

Парафин начинает выпадать на глубине 800м: с 800м до 650м оседает мало парафина, считается что пробка может образоваться с 650м до устья. Скребок спускают до 650м. Для повышения его массы снизу прикреплен лом весом в несколько килограмм. Спуск-подъем происходит при работающем ЭЦН. Сам процесс удаления парафина со стенок скважины происходит при подъеме скребка и парафин выносится потоком добываемой жидкости.

4. Методы предупреждения: применение труб с внутризащитными покрытиями (превентивные методы), химические - ПАВ, ингибиторы парафиновых отложений, модификаторы в жидком и твердом состоянии, депрессаторы, тепловые - (периодическая закачка в затрубное пространство скважин горячей нефти, газоконденсата, перегретого пара или паровоздушной смеси), физические - создание постоянных магнитных полей, электроискровых воздействий. Установка электронагревательных кабелей.

5. Физические - разрушение ультразвуковым воздействием;

6. Биологические - ликвидация с помощью аэробных и анаэробных бактерий.

АСПО создают серьезные проблемы скважине. Они снижают ее производительность, увеличивают износ оборудования. Поэтому устранение отложений является актуальной задачей при добыче нефти. Растворитель для удаления АСПО и нефтешламов МИАПРОМ представляет собой композиционную смесь парафиновых ароматических углеводородов в соответствии с ТУ 2458-011-27913102-2001.Сертификат «Тэксерт» ГЦСС «Нефтепромхим» № ТЭК RU.ХП.03.245840.00162 от 12.07.2001.

Растворитель МИАПРОМ выпускается двух марок: Марка «А» и марка «Б».

Растворитель МИАПРОМ представляет собой жидкий продукт со специфическим запахом, состоящий из смеси парафиновых и ароматических углеводородов и активирующей добавки и относится к числу токсичных продуктов 3-го класса опасности по ГОСТ 12.1.005-88.

Таблица 1.1

Технологическая характеристика

Наименование показателя	МИАПРОМ
Внешний вид	жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета, без механических примесей.
Плотность при 20 0С кг/м3	не менее 700
Фракционный состав:
температура начала кипения	не ниже 33 0С
температура конца кипения,	не выше 300 0С
Класс опасности	4 класс

Технологический процесс применения растворителя МИАПРОМ

Техническое состояние скважины при использовании растворителя в промысловых условиях должно соответствовать следующим требованиям:

- чистота забоя;

- герметичность эксплуатационной колонны;

- отсутствие заколонных перетоков.

Подготовка наземного оборудования и скважины к процессу закачки МИАПРОМ проводится в следующей последовательности:

- извлечение подземного оборудования;

Рис. 1.2 – Схема подачи растворителя в скважину

1 – колонна эксплуатационная; 2 – компенсатор; 3 –электродвигатель;

4 – протектор; 5 – ЭЦН; 6 – Клапан обратный и спускной; 7 – НКТ;

8 – кабель электрический; 9 – пояс крепежный;

10 – клапан обратный перепускной; 11 – оборудования устья;

12 – станция управления; 13 – трансформатор; 14 – агрегат насосный; 15 – автоцистерна с раствором растворителя.

Оценка технологической эффективности

В основе действия удаления растворителями парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела фаз: нефть- поверхность металла трубы, нефть-дисперсная фаза. Органические растворители изменяют форму и поверхностную энергию кристаллов парафина, в результате этого снижается склонность кристаллов к взаимному объединению или присоединению к стенкам трубы.

Преимущества:

1. Хорошая растворяющая способностью по отношению ко многим органическим соединениям;

2. Увеличение межремонтного периода работы скважин;

3. Универсальность ко всем типам АСПО.

4. Уменьшение расхода денежных средств на ПРС

5. Увеличение наработки на отказ

Если сравнить Лебедку Сулейманова и МИАПРОМ, можно сделать вывод, что эффективней закачивать химический реагент раз в месяц, чем спускать Лебедку Сулейманова 2 раза в неделю, так как средняя наработка на отказ (химии) по 5 скважин составило 319 суток.

Ремонт за 5 лет работы каждой скважины составило 5,7 р., а у Лебедки Сулейманова наработка на отказ(средняя) составило 224 суток, а ремонт за 5 лет по каждой скважины составило 8,1 раз.

Следовательно, МИАПРОМ лучше, так как, чем меньше ПРС будет производиться, тем меньше будет потерь недобытой нефти.

С 2016 года в АО «СНГ» было проведено более 90 скв./обр. в количестве 230 тонн растворителя АСПО МИАПРОМ. По результатам этих работ данный растворитель в некоторых случаях оказался в несколько раз эффективнее по отношению к другим растворителям по удалению АСПО со стенок эксплуатационной колонны. Средняя продолжительность эффекта – 18 месяцев. Успешность обработок – 90%.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Ивановский В.Н. Вопросы эксплуатации малодебитных скважин механизированным способом // Инженерная практика. 2011. № 7.

2. Ишмурзин А.А., Пономарев Р.Н. Анализ влияния геологических факторов на аварийность УЭЦН // Нефтегазовое дело. 2012. № 4.

3. Кучурин А.Е., Ленский А.В., Горбунов В.В. и др. Погружная насосная установка для добычи нефти // Патент РФ № 2 386 860. 2011. Бюл. №11

Информационные ресурсы:

1. Техническая литература

Форма доступа: http://fommJavteamxom

2. Национальный институт нефти газа

Форма доступа: http://www.ning.ru/;

4. Электронная библиотека Нефть-газ

Форма доступа: http://www.oglib.ru/;

Код для цитирования: Скопировать