Борьба с парафиновыми отложениями в нефтегазоводобывающей промышленности

• процессом разрушения устойчивых нефтяных эмульсий;
• защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии;
• защитой от солеотложений;
• процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока.

Разработан достаточно широкий ассортимент химических реагентов для борьбы с АСПО. В настоящее время применяются следующие марки реагентов:

• бутилбензольная фракция (бутиленбензол, изопропилбензол, полиалкилбензолы). Предложен к использованию СевКавНИПИнефть;
• толуольная фракция (толуол, изопентан, н-пентан, изопрен);
• СНПХ-7р-1 - смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения, а также ароматических углеводородов (ОАО «НИИнефтехим», г. Казань);
• СНПХ-7р-2 - углеводородная композиция, состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановой фракции (ОАО «НИИнефтехим», г. Казань);
• ХПП-003, 004, 007 (ЗАО «Когалымский завод химреагентов», г. Когалым);
• МЛ-72 - смесь синтетических ПАВ;
• реагенты типа СНПХ-7200, СНПХ-7400 - сложные смеси оксиалкилированных ПАВ и ароматических углеводородов (ОАО «НИИнефтехим», г. Казань);
• реагент ИКБ-4, оказывающий комплексное воздействие на АСПО и коррозию металла труб (ИНХП, г. Уфа);
• ИНПАР (Опытный завод «Нефтехим», г. Уфа);
• СЭВА-28 - сополимер этилена с винилацетатом (ВНИИНП и ВНИИТнефть, г. Москва).

Кроме перечисленных реагентов в нефтегазодобыче используют также Урал-04/88, ДМ-51; 513; 655; 650, ДВ-02; 03, СД-1; 2, О-1, В-1, ХТ-48, МЛ-80, Прогалит ГМ20/40 и НМ20/40.

Наряду с высокой стоимостью, существенным недостатком химического метода является сложность подбора эффективного реагента, связанная с постоянным изменением условий эксплуатации в процессе разработки месторождения.

Методы, относимые к физическим, основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию.

Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб.

Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам. Использование в нефтедобыче магнитных устройств для предотвращения парафиновых отложений началось в пятидесятые годы прошлого века, но из-за малой эффективности широкого распространения не получило. Отсутствовали магниты, достаточно долго и стабильно работающие в условиях скважины. В последнее время интерес к использованию магнитного поля для воздействия на парафиновые отложения значительно возрос, что связано с появлением на рынке широкого ассортимента высокоэнергетических магнитов на основе редкоземельных материалов. В настоящее время около 30 различных организаций предлагает магнитные депарафинизаторы.

Установлено, что под воздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушение агрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся при концентрации 10-100 г/т в нефти и попутной воде. В каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому (в 100-1000 раз) увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов и солей и формированию на поверхности ферромагнитных частиц пузырьков газа микронных размеров. 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. Образование микропузырьков газа в центрах кристаллизации после магнитной обработки обеспечивает, по мнению некоторых исследователей, газлифтный эффект, ведущий к некоторому росту дебита скважин.

В нефтедобыче используют тепловые, химические и механические методы удаления парафиновых отложений. Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 500С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений, или необходимо вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины. В настоящее время используют технологии с применением:

• горячей нефти или воды в качестве теплоносителя;
• острого пара;
• электропечей наземного и скважинного исполнения;
• электродепарафинизаторов (индукционных подогревателей), осуществляющих подогрев нефти в скважине;
• реагентов, при взаимодействии которых протекают экзотермические реакции.

Технология применения теплоносителя предусматривает нагрев жидкости в специальных нагревателях (котельных установках передвижного типа) и подачу ее в скважину способом прямой или обратной промывки. Обратная промывка более предпочтительна, так как при этом исключено образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке.

Недостатками данных методов являются их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий.

Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных и распространенных интенсифицирующих методов в технологических процессах добычи, транспорта, хранения и переработки нефти. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения. Как правило, подбор растворителей парафиновых отложений осуществляется эмпирически. Это связано с недостатком информации об их структуре и свойствах и малой изученностью механизма взаимодействия нефтяных дисперсных систем с растворителями.

Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся отложений парафинов на НКТ. Для этой цели разработана целая гамма скребков различной конструкции.

По конструкции и принципу действия скребки подразделяют на:

• пластинчатые со штанговращателем, имеющие две режущие пластины, способные очищать парафиновые отложения только при вращении. Для этого используют штанговращатели, подвешенные к головке балансира станка-качалки. Вращение колонны штанг и, следовательно, скребков происходит только при движении вниз. Таким путем скребок срезает отложения с поверхности НКТ;
• спиральные, возвратно-поступательного действия;
• «летающие», оснащенные ножами-крыльями, которые раскрываются при движении вверх, что обеспечивает им подъемную силу. Применяют, как правило, в искривленных скважинах.

Использование такого метода борьбы с отложениями значительно осложняется тем, что для его применения часто необходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхности труб (для некоторых видов скребков). Кроме того, возможно застревание скребков, обрыв их крепления и некоторые другие осложнения.

В последние годы вместо металлических пластинчатых скребков на штангах укрепляют пластиковые скребки (рис. 5). Они одновременно играют роль центраторов. Есть информация, что при использовании скребков-центраторов протирается НКТ.

а) неподвижные скребки "Канаросс"

б) скребки-центраторы Альметьевского завода "Радиоприбор"

Рис. 5 - Скребки- центраторы

 

Как метод предотвращения отложений следует отдельно выделить применение гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали. При перевозках, спускоподъемных операциях и в скважинах НКТ подвергаются значительным ударным, растягивающим, сжимающим, изгибающим и другим нагрузкам. Стеклянное покрытие ввиду его хрупкости, значительной толщины и отсутствия сцепления с металлом трубы не надежно и разрушается в процессе спускоподъемных операций. Последнее приводит к образованию стеклянных пробок в колонне НКТ и заклиниванию насосов. Кроме того, технология нанесения стеклянных и эмалевых покрытий предполагает нагрев труб до 700-8000С, что вызывает необратимые процессы в структуре металла и расплавление вершин резьб.

На промыслах ОАО «Оренбургнефть» были опробованы НКТ с покрытиями из бакелитового лака, бакелито-эпоксидной композиции, эпоксидного лака и стеклоэмали. Недостаточные термо- и морозостойкость эпоксидных смол являются сдерживающим фактором их широкого применения. С этих позиций лучшими могут считаться НКТ, футерованные стеклоэмалью. Прочность и адгезия эмали высоки. Сколы в процессе спускоподъемных операций и транспортировки не наблюдаются.

Большое сопротивление истиранию, низкие тепло- и электропроводность открывают большие перспективы внедрения труб со стеклоэмалевым покрытием в нефтедобывающей промышленности.

За время разработки ЗАО «Томская нефть» пришлось столкнуться с, казалось бы, неразрешимыми проблемами, в том числе высоким содержанием парафина – до 26 процентов (температура застывания нефти при этом составляет всего 190С). По этой причине с начала разработки встал вопрос с транспортировкой нефти по нефтепроводу. За небольшой срок был подобран реагент flexoil, который значительно снижает температуру застывания, однако использование этого химиката существенно повышает себестоимость добываемой нефти. Кроме того, в нефтедобывающих скважинах парафин откладывается в стенках НКТ, в результате чего происходит закупоривание скважин. Для борьбы с парафиноотложениями в ЗАО «Томская нефть» постоянно опробуются различные методы: механические (использование фрезовых скребков и скребков-центраторов), химические (органические и неорганические растворители с доставкой на прием насоса), тепловые (горячие промывки нефтью греющих кабелей и использование термохимических шашек). Высокое газосодержание в нефти (до 400 м3/т) негативно сказывается на работе УЭЦН. Специально для условий Верхнее-Салатского и Южно-Мыльджинского месторождений ЗАО «Новомет Пермь» разработаны установки УВВН, устойчиво работающие в условиях высокого содержания газа и нефти. Для обеспечения контроля за разработкой месторождений все скважины ЗАО «Томская нефть» оборудованы новейшей системой телеметрии, используется подземная телемеханика. 
 Наиболее эффективный метод борьбы с парафиновыми и гидрато-отложениями – нагревательно-кабельные линии (НКЛ), использование которых многократно увеличивает наработку на отказ подземного оборудования. Предупреждение отложений гидратов и парафинов осуществляется путем прогрева жидкости в насосно-компрессорных трубах НКЛ в режиме стационарного включения, а их ликвидация – НКЛ в режиме ожидания. Защищен патентом на ПМ №52248, владелец ООО «СПО-АЛНАС».

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

• С целью предупреждения отложений солей и парафинов также применяется технология обработки скважинной жидкости сильными, высокоградиентными постоянными магнитными полями, с помощью магнитных аппаратов типа МАС и МАГ.

Предотвращать процесс отложения парафинов, коррозии, солеотложений и образования эмульсий позволяет использование твердых ингибиторов серии ИКД. Твердые ингибиторы серии ИКД помещаются в добывающие скважины в перфорированных контейнерах.

Предупреждение парафиноотложений осуществляется также за счет применения специального разработанного оборудования – глубинного дозировочного насоса (ГДН), который позволяет плавно регулировать подачу реагента в зону приема глубинного штангового насоса. Регулирование подачи реагента возможно при изменении длину хода плунжера, т.к. объем реагента, вытесняемого за один цикл, равен произведению диаметра плунжера и длины его хода. Защищен патентом на ПМ №52094, владелец ООО «Сервис ПО».

 

 

 

4. Новая технология борьбы  с парафиновыми отложениями ООО  «Каскад».

ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» разрабатывает ряд месторождений Республики Коми, в том числе Усинское и Возейское. Добываемые нефти парафинистые: обычно содержание парафина составляет 3—5%, но на отдельных залежах может достигать 12%. В процессе добычи нефти образуются гидратопарафиновые отложения в НКТ и скважинном оборудовании, в результате ухудшаются условия эксплуатации и уменьшаются дебиты скважин. До 2000 г. для борьбы с отложениями применялись механический и тепловой методы. К первому методу относится очистка скважин лепестковыми скребками, спускаемыми на проволоке в НКТ, с использованием стационарных установок УДС-1 и мобильных установок типа ЛС. Тепловые методы включали обработку горячей нефтью и водой с применением агрегата депарафинизации (АДП), а также электропрогрев.

Для совершенствования методов борьбы с парафиновыми отложениями ООО «Каскад» был сконструирован фрезерный скребок СФ-99 и была разработана технология его применения. Скребок крепится на проволоке и спускается через лубрикатор при помощи лебедки, смонтированной на мобильной установке ЛС-6. Для предупреждения его падения на забой при обрыве проволоки в нижней части НКТ устанавливают специальный ловитель. Скважины находятся на сервисном обслуживании и работы проводятся силами ООО «Каскад». Частота профилактических обработок скважин, в том числе периодичность пуска скребков, зависит главным образом от скорости образования парафиновых отложений и определяется опытным путем. Глубина спуска скребка может достигать 1500 м. Промышленное внедрение предложенного метода депарафинизации началось с 2001 г. — на сервисное обслуживание ООО «Каскад» было передано 103 скважины. В 2005 г. число обслуживаемых скважин достигло 321, т.е. за 5 лет увеличилось более чем в 3 раза (рис. 6-9). В настоящее время 28% фонда — большинство скважин, осложненных интенсивным образованием парафиновых отложений, — находится на сервисном обслуживании ООО «Каскад».