XI Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2019

Аннотация: В данной статье описывается проблема образования АСПО в насосно-компрессорных трубах (НКТ), приведены основные методы борьбы с ней. Рассмотрено применение внутренних покрытий НКТ для борьбы с АСПО. Эффективность этого метода показана на примере опытно-промышленных испытаний (ОПИ) НКТ с различными покрытиями на различных нефтегазодобывающих предприятиях.

Необходимость решения производственных проблем в данный момент стоит наиболее остро, так как большинство разрабатываемых нефтегазовых месторождений входят в стадию поздней разработки. Одной из таких проблем является образование АСПО в НКТ, это одно из основных осложнений при добыче нефти.

АСПО – это асфальтосмолопарафиновые отложения, смесь парафинов (20–70 % мас.), нефти (до 45 % мас. и более), смолисто-асфальтеновых веществ (20–40 % мас.), смол, масел, воды и механических примесей. В данной работе рассматриваются парафиновые АСПО, то есть те, которые образовываются по законам кристаллизации парафинов. Содержащиеся в нефти парафины могут выделяться из нее кристаллизацией при температуре, ниже определенной, – температуры начала кристаллизации парафинов (ТНКП). ТНКП зависит от химического состава нефти и от молекулярной массы растворенных в этой нефти парафинов [2].

Парафины - это твердые при нормальной температуре углеводороды, содержащиеся в нефти в растворенном или, в зависимости от 11температуры, кристаллическом состоянии.

Образование АСПО приводит к снижению дебита скважин, уменьшению диаметра НКТ и трубопроводов вплоть до образования глухих пробок.

Для иллюстрации актуальности проблемы на рис. 1 по данным [4] приведена статистика распределения отказов НКТ по видам. Из рисунка видно, что на долю АСПО приходится 11% от общего числа отказов НКТ.

Рис.1. Распределение отказов НКТ по видам [4]

На сегодняшний день разработаны различные методы и способы борьбы с АСПО, которые делятся на превентивные, предупреждающие образование АСПО, и методы удаления уже образовавшихся отложений.

Классификация методов борьбы с АСПО приведена на рис. 2.

Рис. 2. Классификация методов борьбы с АСПО

Описанные методы предотвращения образования и удаления АСПО имеют свои достоинства, недостатки и ограничения.

Химический способ. Так, например, ингибиторы парафинообразования (ИПО) являются растворами полимеров в рапсовом или соевом масле и представляют собой вязкие жидкости с высокой температурой застывания. При взаимодействии ИПО с нефтью понижается температура текучести нефти, либо снижается низкотемпературная вязкость нефти, связанная с кристаллизацией парафинов, либо снижается количество парафинов, выпадающих в осадок (и образующих АСПО) [2]. При взаимодействии ИПО с водой происходит образование гелеобразной массы, не пригодной для дальнейшего использования. У применения ИПО есть ряд нюансов. Во-первых, высокая избирательность (специфичность) их действия на нефть: ИПО, снизивший ТТ одной нефти на 20 °С, может не изменить ТТ другой нефти даже на один градус или вообще повысить ее. Во-вторых, для получения максимального эффекта ИПО необходимо добавлять в нефть при температуре выше ТНКП, только тогда они смогут в наибольшей степени повлиять на процесс кристаллизации парафинов. В-третьих, ИПО – относительно высокие дозировки – в среднем 300–700 мг/л (хотя нередко требуемый эффект может быть достигнут и при 50–100 мг/л), и относительно высокая стоимость. Также закачка ИПО в скважину требует затрат на установку дозировочного оборудования и капиллярной трубки для подачи ИПО на прием УЭЦН, обогрев расходной емкости ИПО и т.д. Таким образом, дозировка ИПО в среднем составляет 150-350 г/т, а эффективность не превышает 80%, что, при относительно высокой цене реагента, может быть экономически не эффективно.

Тепловой способ. Греющие кабели устанавливают внутри НКТ от устья до глубины начала образования АСПО. Данный способ достаточно эффективен для предотвращения образования АСПО. Однако, недостатками этого метода являются необходимость проведения работ по ремонту скважины при выходе кабеля из строя, а также высокие затраты на электроэнергию.

Механический способ – устройство для депарафинизации скважин (УДС), оборудованное очистными скребками. Это довольно дешёвый в реализации и весьма распространённый метод очистки АСПО в НКТ на месторождениях, однако, за ним скрывается ряд недостатков. Во-первых, для проведения очистных работ необходимо приостанавливать работу скважины, соответственно, уменьшается её дебит. Во-вторых, при эксплуатации УДС наблюдаются частые «подбросы» и застревания скребков в НКТ, обрывы проволоки УДС.

НКТ с защитными покрытиями. Все более широкое применение для предотвращения образования АСПО находят НКТ с защитными покрытиями. Необходимо отметить, что некоторые покрытия для борьбы с АСПО эффективно предотвращают коррозию НКТ.

В соответствии с современными представлениями [1,3,5] образование кристаллов парафина происходит при снижении температуры жидкости ниже ТНКП. Охлаждение нефти происходит при ее контакте со стенкой НКТ и трубопроводов, при снижении давления ниже давления насыщения – при этом происходит выделение свободного газа и охлаждение нефти, а также при прохождении газожидкостной смесью штуцирующих устройств (эффект Джоуля-Томсона).

При изменении свойств поверхности можно добиться существенного изменения скорости образования АСПО. Данный эффект достигается по двум различным механизмам: снижение шероховатости поверхности и изменение полярности (гидрофильности) материала стенки.

В результате исследований, описанных в [6], установлено, что шероховатые поверхности, независимо от их природы, при длительном пребывании в условиях скважины оказываются покрытыми слоем АСПО, прочность сцепления которых с поверхностью превышает сдвигающее усилие со стороны потока движущейся газонефтяной смеси. С другой стороны, гладкие поверхности в условиях скважины ведут себя по-разному. Одни из них «запарафиниваются» с высокой интенсивностью (полиэтилен, фторопласт-4, эбонит, капроны марок КК, ПР и др.), на других АСПО не образуются в течение длительного периода пребывания в скважине (стекло, бакелит, клей МПС, полиамиды ПК РТ-3, ПФЭ 2/10 и др.). Поэтому, высокая степень гладкости поверхности является важным, однако, недостаточным условием для предотвращения образования АСПО.

Проведенные исследования большого количества материалов показали, что сцепляемость АСПО с поверхностями при прочих равных условиях зависит от степени их полярности и в исследованных пределах оказывается тем ниже, чем выше полярность (гидрофильность) контактирующих с нефтью веществ [6].

В настоящее время для борьбы с АСПО в качестве защитных покрытий в основном используют силикатные материалы и поликонденсационные смолы (фенолформальдегидные, эпоксидные).

Рассмотрим эффективность применения НКТ с покрытиями для защиты от АСПО на примерах, представленных в таблице 1.

Таблица 1.

Примеры использования защитных покрытий НКТ для борьбы с АСПО

Предприятие	Покрытие НКТ	Эффективность	Источник
ЛУКОЙЛ-Коми	ЭСБТ-9 (эмалевое)	После эксплуатации НКТ на сложных месторождениях ООО "ЛУКОЙЛ - Коми" в течение 400 суток и более, удовлетворительная средняя наработка НКТ с покрытием ЭСБТ-9 составила 416-750 суток, НКТ без покрытия 91-187 суток	[4]
ОАО «Варьеганнефтегаз»	Алмаз	Средняя наработка составила 1021 суток, отмечено снижение влияния агрессивных компонентов пластовой жидкости на НКТ, снижение влияния механических примесей пластовой жидкости на НКТ, отсутствие признаков отслоения покрытия от поверхности НКТ «чулком», сохранение проходного сечения труб НКТ при длительной эксплуатации – стойкость к отложениям АСПО	[9]
ОАО «Варьеганнефтегаз»	PolyPlex-P (полиуретан)	Покрытие имеет слабую адгезионную прочность, при эксплуатации внутреннее покрытие отслаивается	[8],[9]
«Газпромнефть-Восток»	Major pack MPAG96	Наработка НКТ с защитным покрытием составила 205 суток. На рабочей поверхности труб с покрытием никаких механических повреждений выявлено не было. Покрытие не утратило блеска и гладкости, следов коррозии, отложений АСПО или разрушения покрытия не обнаружено. Результат ОПИ признан положительным	[7]
«Лукойл-Западная Сибирь»	Major pack MPAG96	До применения защитного покрытия средняя наработка оборудования на отказ (СНО) не превышала 118-280 суток, после нанесения покрытия средний МРП увеличился до 1350-1400 суток. Ни одного случая отказа не зафиксировано.	[7]

Итак, можно сделать вывод, что применение защитных покрытий НКТ является действенным способом для с борьбы с образованием АСПО. Данный способ защиты НКТ от АСПО не является идеальным, некоторые покрытия показывают отрицательный результат ОПИ. Для каждого месторождения необходимо подбирать соответствующее покрытие НКТ, исходя из свойств добываемой нефти и прочих условий.

Список использованной литературы

Косяк Д.В., Маркин А.Н. Опыт борьбы с отложениями АСПО в подводных трубопроводах проекта «Сахалин-2» // Территория Нефтегаз. – 2011. – № 6. – С. 12—18.

Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховерхов С.В. Нефтепромысловая химия: практическое руководство. Владивосток: Дальнаука, 2011. – 288 с.

Маркин А.Н., Суховерхов С.В. Исследование кинетики выделения парафинов из нефти // Вестник ДВО РАН. 2011. № 5. С. 66–71.

Никитин О., Насосно-компрессорная труба: рецепт долголетия, – 2009 (URL: https://neftegaz.ru/science/view/425-Nasosno-kompressornaya-truba-retsept-dolgoletiya).

Суховерхов С.В., Маркин А.Н., Бриков А.В. Применение противотурбулентных присадок при очистке внутренней поверхности нефтепроводов скребками // нефтепромысловое дело. – 2016. - №7. – С. 39-42.

Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1969. – 196 с.

Шуголь А.А. Опыт применения защитных решений Major Pack на коррозионном добывающем фонде и скважинах системы ППД (URL: https://glavteh.ru/majorpack-коррозия-скважины-ппд/)

Юдин П.Е., Амосов А.П. О применимости методов гидротермальных воздействий для оценки свойств внутренних антикоррозионных покрытий нефтегазопроводных труб (URL: https://elibrary.ru/item.asp?id=21691859).

Инженерный отчёт по результатам выполнения ОПИ внутреннего защитного покрытия НКТ в ОГ «Варьеганнефтегаз» (URL: http://www.almaz-hmao.ru/PDF/opi/otchet_vng_190615.pdf).

Код для цитирования: Скопировать