Файл: Современные технологии удаления примесей аспо.docx

Ассортимент растворителей, которые используются на отечественных месторождениях и зарубежных представляет собой несколько классов составов и включает:

 органические растворители, выступающие в качестве индивидуальных (толуол, сернистый углерод, дихлорпропан);

 природные органические растворители (газоконденсат, газовый бензин, пироконденсат);

 органические смеси, включающие несколько классов соединений, производимых на нефтеперерабатывающих заводах (лёгкая нефть, керосиновая фракция, уайтспирит, абсорбент, нефтяной сольвент);

 смесь органических соединений с ПАВ;

 растворители и удалители на водной основе, а также многокомпонентные смеси.

1. 
   Борьба с АСПО при помощи реагентов
   

Максимальная эффективность борьбы с АСПО достигается путём правильной закачки химических реагентов в скважину. Дозирование ингибиторов и растворителей отложений может осуществляться с помощью погружного скважинного контейнера (ПСК).

Конструктивная особенность ПСК заключается в том, что секции контейнера регулируются и настраиваются под параметры работы скважины, которая вышла в ремонт. Регулирование осуществляется в течение 5-10 минут перед спуском устройства. Использование контейнера позволяет дозировать ингибитор в требуемых минимальных концентрациях. Химический реагент при этом будет совместим с попутно добываемой жидкостью, минерализация которой может меняться.

Устьевой блок подачи реагента это: малогабаритное оборудование, предназначенное для хранения от 0,4 до 1 м3 и небольших подач (до 2,5 л/час) химического реагента. Изготавливают два вида исполнения: общепромышленное и взрывобезопасное.

Трубопровод состоит из внутреннего полипропиленового, полиэтиленового или стального канала, двойной стальной оплетки, изготовленной из высокоуглеродистой металлической проволоки, полипропиленового или полиэтиленового покрытия. Применяются в насосных дозировочных установках для подачи ингибитора в скважину, для перекачки агрессивных жидкостей.

Также можно применять устройство для подачи химического реагента в затрубное пространство (капельница).

При удалении отложений из насосно-компрессорных труб и обсадной колонны (в случае отсутствия давления в затрубном пространстве) в технологическую схему включается только АКН с индивидуальным насосом; обвязка затрубного пространства с автоцистерной осуществляется с помощью труб или гибкого шланга по закрытой системе.

---

При наличии противодавления в затрубном пространстве скважины, а также для удаления смолопарафиновых осадков из ее призабойной зоны, для создания оторочки из нефтеотмывающей жидкости при переводе скважины под нагнетание воды, в технологическую схему включаются АКН в паре с агрегатом ЦА-320, переоборудованным для закачивания легких углеводородных жидкостей.

Технологический процесс обработки скважин компонентами бензина состоит из следующих операций:

• Доставки реагента.

• Расстановки техники и вспомогательного оборудования у устья скважин с учетом требований техники безопасности и пожарной безопасности.

• Монтажа, опрессовывания обвязки нагнетательной линии агрегата с затрубным пространством скважины.

Перед закачиванием реагента в скважину необходимо:

• Разгерметизировать затрубное пространство до атмосферного давления через угловой вентиль.

• Объем закачиваемого реагента для одноразовой эффективной обработки НКТ конкретной скважины рассчитывается с учетом количества нефти в затрубном пространстве скважины (до приема насоса) и в трубах.

Очистка насосно-компрессорных труб от смолопарафиновых отложений (после закачивания бензина в затрубное пространство) осуществляется путем пуска скважин в работу.

Задавливание реагента в пласт производится из расчета 1,0-1,5 м³ на один метр толщины обрабатываемого пласта, но не менее 5 м³ на одну скважино-операцию.

2. 
   Термохимический метод обработки (ТХО)
   

Пермская компания ЗАО «ПОЛИЭКС» предложила нефтегазовой отрасли свою комплексную технологию термохимической обработки (ТХО) с целью удаления АСПО. Технология ТХО предназначена для удаления АСПО путем промывки скважин горячими водными растворами технических моющих средств в комплексе с добавками специальных ПАВ (температура — 55-60°C). Водные растворы готовятся непосредственно на скважине, с использованием пресной воды и способны заменить собой горячие промывки скважин нефтью. Особо отметим, что водные растворы ПАВ являются более экологически чистыми и безопасными, чем нефть и растворители, применяемые в других технологиях удаления АСПО.

Данная схема борьбы с АСПО прошла апробацию на месторождениях и показала свою способность не только обеспечивать удаление, но и предупреждать дальнейшее выпадение АСПО на стенках НКТ — как металлических, так и футерованных полиэтиленом. Комплексная технология является совместной разработкой ЗАО «Полиэкс» и ООО «ПермНИПИнефть» и базируется на применении трех химреагентов. Это, прежде всего, твердый реагент ТМСП-3, а также концентрированный ПАВ ГФ-1 и комплексный реагент ПОЛИПАВ.

---

Отличительной особенностью технологии является обработка работающей скважины независимо от обводненности нефти и минерализации попутно добываемой воды.

Схема технологического процесса ТХО включает с себя три этапа:

На первом этапе, задача которого — подготовить скважину к обработке, в затрубное пространство закачивается расчетное количество водного раствора ПАВ концентрата ГФ-1 марки К, нагретого до 60°С. Закачка реагента ГФ-1 проводится с целью удаления пластовой воды (поскольку реагент ТМСП-3 при реакции с пластовой водой выпадает в осадок) и прогрева нефтепромыслового оборудования. Расход реагента зависит от марки и составляет 2-3 кг на 1 м³ пресной воды.

На втором — основном этапе ведется диспергирование и отмыв поверхностей от АСПО. Для этих целей готовится 1,5-2- процентный водный раствор ТМСП-3, для чего в емкость с горячей пресной водой (60°С) небольшими порциями добавляется расчетное количество реагента ТМСП3. Горячий раствор ТМСП-3 закачивают в скважину через затрубное пространство на минимальной скорости насосного агрегата.

На третьем этапе осуществляется удаление продуктов реакции с ингибированием поверхностей оборудования с целью предотвращения образования АСПО в дальнейшем. Для этого в затрубное пространство закачивается нагретый до 60°С раствор ПОЛИПАВ-81, который готовится из расчета 5 кг на 1 м³ пресной воды. Расчет объемов рабочих растворов производится с учетом глубины отложения АСПО и в среднем составляет 10- 15 м³ по каждому этапу технологического процесса.

Технология позволяет за счет варьирования объемов закачки реагентов обеспечить эффективность обработки на скважинах с различным составом АСПО, независимо от соотношения в них смол, парафинов и асфальтенов.

4. БИОЛОГИЧЕСКИЙ МЕТОД БОРЬБЫ С АСПО

Выделяют также микробиологические методы удаления АСПО, которые основаны на жизнедеятельности бактерий в углеводородной среде. Данные методы можно сравнить с химическими, однако микробиологические являются более лёгкими в выполнении. Ограничениями использования способа очистки являются специфичные условия, в которых могут существовать микробы. Однако разрабатываемые месторождения отличаются по показателям и условиям разработки. Парафиновые отложения могут вызывать такие проблемы, как блокировка потока, вследствие закупорки трубопроводов; увеличение вязкости жидкости; технически сложное удаление отложений

---

; проблемы утилизации накопленного парафина и др. Поэтому на практике применяют методы предупреждения и удаления АСПО, которые дополняют друг друга.

Микробиологический метод обработки продукции скважин основан на использовании бактерий для уничтожения отложений парафина и асфальтенов. Технология является экологически чистой и заключается в использовании микробной ассоциации углеводородоокисляющих бактерий, которая трансформирует отложения АСПО. Натуральные аэробные и анаэробные микроорганизмы подаются в скважину или ПЗП, где бактерии используют углеводороды нефти, как единственный источник питания, стимулирующий их рост. Раствор выдерживается в месте обработки скважины 5-7 суток. В течение жизнедеятельности микроорганизмы начинают выделять в среду органические кислоты и ПАВ, что способствует удалению полярных АСПО. Длинные углеродные цепи парафина расщепляются, образуя «легкий» парафин.

Закаченные в пласт микроорганизмы метаболизируют углеводороды нефти и выделяют полезные продукты жизнедеятельности:

 спирты, растворители и слабые кислоты (монокарбоновая, уксусная, муравьиная и др.), которые приводят к уменьшению вязкости, 64 понижению температуры текучести нефти, а также удаляют парафины и включения тяжёлой нефти из пористых пород, увеличивая их проницаемость;

 биополимеры, которые, растворяясь в воде, повышают её плотность, облегчают извлечение нефти при использовании технологии заводнения;

 биологические ПАВ;

 газы, которые увеличивают давление внутри пласта и способствуют вытеснению нефти к стволу скважины.

Применение микробиологических обработок способствует тому, что парафин в системе нефтедобычи меняет свои физические свойства и повторно не кристаллизуется, вязкость парафинистой нефти снижается, что приводит к пропорциональному снижению её плотности.

Вещества, которые образуются в результате жизнедеятельности организмов, способных окислять углеводороды нефти, обладают комплексом разрушающих, отмывающих и ингибирующих свойств АСПО. Технологическим эффектом применения методов является увеличение МОП, а частота обработок скважины варьируется от 4 до 12 месяцев.

4. МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ АСПО

Профилактические методы по замедлению образования и накопления отложений необходимы для достижения безаварийной работы нефтепромыслового оборудования. На выбор наиболее подходящего метода влияют свойства нефтяного пласта, а также режим работы скважины. Практика показывает, что применение методов по предупреждению образования АСПО оказывает положительное влияние на стабильность работы внутрискважинного оборудования. При этом экономические показатели улучшаются в связи с уменьшением затрат на разработку.

---

1. 
   Применение защитных покрытий
   

Применение специальных защитных покрытий для поверхностей труб является технологическим методом предупреждения АСПО, который применяется на многих месторождениях. Различными исследованиями ученых было установлено, что шероховатость поверхности труб обсадных и подъемных колонн способствует образованию и накоплению отложений. Использование данных покрытий еще на проектной стадии разработки позволяет сделать внутреннюю поверхность труб гладкой и замедлить накопление АСПО, которые будут легко смываться движущимся газожидкостным потоком.

При изменении свойств поверхности эффект снижения скорости образования отложений достигается по двум механизмам: непосредственное снижение шероховатости поверхности труб, а также изменение полярности материала стенки.

Широко применяются полярные (гидрофильные) материалы, обладающие гладкой поверхностью, диэлектрической проницаемостью 5-8 единиц и низкой адгезией, такие как стекло и стеклоэмали, бакелит, эпоксидные смолы, полиамиды и др. Чем выше полярность (гидрофильность) материала, контактирующего с нефтью, тем ниже сцепляемость АСПО с поверхностью контакта.

Стекло и стеклоэмали представляют собой полярные материалы, обладающие высокой адгезией к материалам из стали, а также низкой сцепляемостью к парафинам. Применение НКТ с покрытием из фритты ЭСБТ-9 (эмалевое) было использовано на сложных месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», и после эксплуатации в течение более 400 суток, удовлетворительная средняя наработка труб составила 416-740 суток, НКТ без покрытия – 91-187 суток.

На месторождениях «Газпромнфеть-Восток» и «Лукойл-Западная Сибирь» успешно применялась технология Majorpack для защиты погружного оборудования от коррозии и парафиновых отложений в скважинах. Антикоррозионные покрытия состоят из интерметаллидного слоя, который 34 является протекторной защитой и наносится на НКТ методом диффузионного цинкования. Поверх протектора наносится многокомпонентный полимер (барьерная защита), который обладает гидрофобными свойствами и снижает вероятность отложения парафинов на стенках НКТ. При использовании защитного покрытия на месторождениях на рабочей поверхности труб не было выявлено механических повреждений, следов коррозии, а также отложений АСПО. На месторождениях предприятия «Лукойл-Западная Сибирь» технология Majorpack позволила увеличить МРП до 1400 суток, также не было зафиксировано случаев отказа оборудования.

---