Парафинообразования – это серьезная проблема нефтяной индустрии, поэтому предотвращение и удаление АСПО различными способами является актуальной проблемой на сегодня. Основная часть месторождений нашей страны пребывает на завершающей стадии разработки, которая в свою очередь обусловливается высокой степенью обводненности скважинной продукции. На способность парафина откладываться влияет вода, но ее влияние неоднозначно: на гидрофильной поверхности вода формирует сплошной слой, а нефть в виде капель свободно прилегает к трубам. С увеличением воды в нефти адгезия парафина становится медленнее. Наоборот происходит на поверхностях гидрофобных: увеличение интенсивности отложения парафина вызвано присутствием воды.
В девонской нефти содержание парафина составляет до 7 %, и в процессе добычи из-за изменения температуры, давления и других термодинамических условий происходит накопление парафиноотложений по всей поверхности оборудования. Одной из важных задач в 1944–1965 гг. было продление фонтанирования скважин при сохранении дебита, так как при плохом контролировании процесса добычи появлялись проблемы, такие как преждевременная обводненность, парафинообразование, газоотделение. Но и на завершающей стадии разработки перед технологами «Туймазанефть» возникают похожие проблемы. Различны ли пути их решения?
Первыми методами борьбы с парафинообразованием были тепловые методы – это например:
1) закачивание горячей нефти или воды ют в скважину и расплавление парафина, потом его вынос;
2) подъем и пропарка НКТ;
3) использование нагревателей электрических индукционных.
Одним из главных показателей при парафиноотложении является глубина, установлено, что кристаллизация парафина начинается с глубины разгазирования нефти и интенсивности, она зависит от дебита и давления на устье.
Для удаления уже образовавшихся АСПО используют механические методы. На Туймазлнском месторождении первоначально спуск и подъем скребков осуществлялся американскими лебедками Халибуртон и аппаратом Яковлева с ручным приводом. В 1949 г. появились лебедки с электроприводом, в 1953 г. сделана попытка перевести скребковые электролебедки на полную автоматизацию.
Использовалась поршневая очистка труб, спуск в НКТ на лебедке поршня. В трубы подавалась горячая нефть, которая разогревает поршень, трубы и расплавляет парафин, который через зазор стекает вниз. Поршень передвигают, когда трубы очищаются.
Сейчас Туймазинское месторождение находится на завершающей стадии разработки. Перед технологами стоят задачи: уменьшение обводненности скважин, борьба с АСПО, увеличение межремонтного периода скважин.
Мы рассматривали Туймазинское месторождение.
Помимо тепловых методов существуют химические методы борьбы с АСПО. Они не только удаляют асфальтосмолопарафиновые отложения, но и предупреждают их появление. По сути химические технологии – это применение разного вида реагентов, ПАВ, полимеров, ингибиторов и т.д.
На рассматриваемом месторождении проводится предупреждение и борьба с АСПО: постоянная дозировка ингибиторов, периодическая заливка ингибитора АСПО с последующей циркуляцией, дозировкой ингибиторов глубинными дозаторами. Применяются ингибиторы СОНПАР-5403 и ПАП-28а с дозировкой 200 г/т.
Данный метод, несмотря на высокую результативность, имеет приличные экономические затраты из-за этого он необходим в таких случаях, когда использование иных способов борьбы с АСПО недопустимо. Так же, как и раньше, происходит удаление АСПО штанговыми скребками.
Прочистка нагретой нефтью (водой) производится в тех случаях, когда нецелесообразно применение других технологий. Для улучшения отмывающей способности рекомендуется добавлять в горячую нефть (воду) химические реагенты.
Таблица 1
Содержание асфальтенов, парафинов, смол на Туймазинском месторождении
|
Туймазинское |
Пласт |
Массовая доля |
Вязкость |
||
|
асфальтены |
парафины |
смолы |
|||
|
D2ar+D2vr |
– |
– |
– |
8,39 |
|
|
D2ar |
2,55 |
5,5 |
14,1 |
9,25 |
|
|
D2ml |
4,00 |
5,2 |
8,95 |
7,62 |
|
|
D2ml+D3pa |
3,1 |
4,8 |
9,7 |
7,37 |
|
|
D3fm |
4,4 |
2,7 |
14,5 |
81,72 |
|
|
C1t |
4,9 |
3,11 |
9,68 |
23,1 |
|
|
C1bb |
3,7 |
4,13 |
13,3 |
49,4 |
|
|
C1al |
4,6 |
3,8 |
12,8 |
19,00 |
|
Таблица 2
Содержание асфальтенов, парафинов, смол в АСПО Туймазинского месторождения
|
Месторождение |
Эксплуатационный объект |
Массовая доля, % |
||
|
асфальтены |
парафины |
смолы |
||
|
Туймазинское, 1291 |
D1 |
0,28 |
64,32 |
9,87 |
|
Туймазинское, 3385 |
D1 |
4,00 |
31,19 |
12,43 |
Осуществляется промывка глубинно-насосного оборудования скважин растворителем АСПО. Эта обработка проводится перед применением ингибиторов и только тогда, когда вышеуказанные технологии становятся малоэффективными, альтернативой является подземный ремонт скважин (ПРС). Используемые марки растворителей РНХ-7, МИАПРОМ, СОНПАР 5402
Межремонтный период (МРП) – продолжительность фактической эксплуатации скважин от предыдущего ремонта до последующего. Чем больше межремонтный период, тем меньше простоев и больше коэффициент эксплуатации.
Межремонтный период рассчитывается как отношение всего фонда скважин, помноженного на количество дней и деленного на количество ремонтов. В нашей статье мы будем рассматривать ННО (наработка на отказ), которая рассчитывается как количество скважин, в которых проведены ремонты, умноженное на количество рабочих дней и деленное на количество ремонтов, связанных с проблемами насосов. Признаком парафинообразования служит падение подачи насоса.
Наработка на отказ скважин, которые осложнены парафиноотложением, ниже ННО скважин, эксплуатация которых не осложнена отложениями парафина. Количество ремонтов малодебитных скважин с АСПО превышает число самих скважин.
Чтобы не допустить поломки оборудования, осуществляется промывка глубинно-насосного оборудования скважин растворителем АСПО. Эта обработка проводится перед применением ингибиторов и только тогда, когда вышеуказанные технологии становятся малоэффективными, альтернативой является подземный ремонт скважин (ПРС). Используемые марки растворителей РНХ-7, МИАПРОМ, СОНПАР 5402.
Был проведен анализ 176 скважин, у 23,6 % процентов скважин ННО меньше 6 месяцев, а 40,1 % менее года. Результаты анализа обобщенной статистической информации показывают, что наработка на отказ (ННО) работы малодебитных скважин, осложнённых парафиноотложениями, намного меньше ННО скважин, работающих в нормальных условиях.
Накопленный график распределения МРП скважин, подверженных отложениям парафина на Туймазинском месторождении, представлен на рис. 1.
Проблемы на месторождении остаются теми же, но мы видим, что изменились пути их решения. Однако современные методы борьбы с АСПО изменились, популярными стали химические методы предотвращения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений. Но даже при таких действенных методах парафиноотложения остаются нерешенной проблемой и неблагоприятно влияют на глубинно-насосное оборудование скважин, так что у 23,6 % скважин-кандидатов наработка на отказ меньше шести месяцев, а у 40,1 % менее года.
Как видно из рис. 1 и 2, наработка на отказ существенно увеличивается, начиная с 12–15 месяцев. Это указывает на то, что интенсивность парафинообразования наиболее активна в первый год эксплуатации скважин.
Рис. 1. Накопленный график распределения ННО скважин, подверженных отложениям парафина на Туймазинском месторождении
Рис. 2. График распределения ННО скважин, подверженных отложениям парафина на Туймазинском месторождении
В качестве рекомендации отметим, что необходимо внедрение новых эффективных мер предупреждения образования отложений парафина в скважинах. Также стоит тщательнее проводить подбор ингибиторов парафиноотложения и соответствующего его количества.
Рецензенты:
Ягубов Э.З., д.т.н., профессор, проректор по учебной работе, ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет», г. Ухта;
Кнеллер Л.Е., д.т.н., профессор, зам. генерального директора по научной работе, открытое акционерное общество научно-производственного предприятия ВНИИГИС, г. Октябрьский.