К.т.н. Шайдаков В.В. (Инжиниринговаякомпания «Инкомп-нефть»), к.т.н. Каштанова Л.Е. (Инжиниринговаякомпания «Инкомп-нефть»), Емельянов А.В.(Уфимский государственныйнефтяной технический университет)
В статье проанализированыусловия и причины образования АСПО при добыче нефти на Арланском, Южно-Ягунскоми др. месторождениях. Рассмотрены известные на сегодняшний день химические ифизические методы предотвращения и удаления АСПО. Предложен метод борьбы сАСПО, основанный на применении скважинных магнитных установок УМЖ, приведеныосновные результаты их использования.
1. Причины и условияасфальтосмолопарафиновых отложений
При добыче нефти одной изпроблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудованияи трубопроводных коммуникаций, являются АСПО (рис. 1). Накопление АСПО впроточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности трубприводит к снижению производительности системы, уменьшению МРП работы скважин иэффективности работы насосных установок.
Состав и структура АСПО.АСПО представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов(20-70 % мас.), АСВ (20-40 % мас.), силикагелевой смолы, масел, воды имеханических примесей [1].
Парафины — углеводородыметанового ряда от С16Н34 до С64Н130.В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимостиот содержания парафинов нефти классифицируют на (ГОСТ 912-66):
малопарафиновые — менее1,5 % мас.;
парафиновые — от 1,5 до 6% мас.;
высокопарафиновые — более6 % мас..
/>
Рис. 1 — Асфальтосмолопарафиновые отложения в НКТ
Парафины устойчивы квоздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легкоокисляются на воздухе.
Высокомолекулярныепарафины — церезины (от С37Н74 до С53Н108)отличаются более высокой температурой кипения, большей молекулярной массой иплотностью.
В состав АСВ входят азот,сера и кислород. АСВ обладают высокой молекулярной массой, не летучи, имеютсущественную неоднородность структуры. Содержание смолистых веществ в нефтивозрастает в связи с испарением легких компонентов и ее окислением, а также приконтакте нефти с водой. Иногда к группе смолистых соединений относятасфальтены.
Асфальтены — порошкообразные вещества бурого или коричневого цвета, плотностью более единицы,массовое содержание которых в нефти достигает 5,0 %. В асфальтенах содержится(мас.) 80,0-86,0 % углерода, 7,0-9,0 % водорода, до 9,0 % серы, 1,0-9,0 %кислорода и до 1,5 % азота. Они являются наиболее тугоплавкой и малорастворимойчастью отложений тяжелых компонентов нефти.
Нефтяные дисперсныесистемы относят к классу коллоидов, в которых АСВ диспергированы в мальтеновойсреде. Очевидно, что физико-химические и технологические свойства нефтей вомногом обусловлены межмолекулярным взаимодействием в системах«асфальтены-смолы» и «мальтены-смолы-асфальтены».
Как правило, строениесмол и асфальтенов рассматривают в виде «сэндвичевых» структур,которые представляют собой параллельные нафтеноароматические слои, связанныемежду собой за счет формирования комплексов с переносом зарядов. В данномслучае имеет место некоторое завышение степени упорядоченности асфальтенов, таккак они рассматриваются как идеальные кристаллы, хотя квазикристаллическаячасть составляет малую долю асфальтенового вещества (не превышает 3-4 % мас.).
Принято считать, чтосмолы и асфальтены являются парамагнитными жидкостями, а нефти, нефтепродукты?термодинамически стабильными парамагнитными растворами. Асфальтены представляютсобой комбинацию многих ассоциатов, зависящую от степени гомолитическойдиссоциации диамагнитных частиц. Изменение концентрации парамагнитных смол иасфальтенов в нефти связано с изменением строения комбинаций ассоциатов.
Смолы и асфальтеныобладают следующими особенностями [2]:
1. Химические ифизико-химические процессы с участием АСВ носят коллективный характер.Асфальтены не являются индивидуальными компонентами, а образуют ассоциативныекомбинации, в центре которых локализованы стабильные свободные радикалы.
2. Возникновениесольватной оболочки из диамагнетиков является непременным условиемсуществования парамагнитных частиц в растворах. Образование сольватных оболочекослабляет силы притяжения парамагнитных молекул и препятствует их рекомбинациив результате теплового движения.
3. Смолы состоят издиамагнитных молекул, часть из которых способна переходить в возбужденноетриплетное состояние или подвергаться гомолизу. Поэтому смолы являютсяпотенциальным источником асфальтенов.
4. Свойства АСВопределяются не элементным составом, а, прежде всего степенью межмолекулярноговзаимодействия компонентов.
В пределах одногонефтедобывающего региона и даже отдельного месторождения компонентный составАСПО изменяется в широких пределах. Знание состава АСПО имеет практическоезначение для определения оптимальных методов борьбы с ними, в частности, длявыбора химических реагентов. Этот выбор часто осуществляют исходя из типа АСПО(табл. 1) [3]. Для исследования состава и структуры АСПО используютэкстракционный, хроматографический, термический, спектральный, электрохимическийи другие методы.
Таблица 1
Классификация АСПОГруппа АСПО Подгруппа АСПО
Отношение содержания парафинов (П) к сумме смол (С) и асфальтенов (А),
П/(С+А)
Содержание
механических/>
примесей, % Асфальтеновый (А)
А1
А2
А3
/>0,9
/>0,9
/>0,9
/>0,2
0,2-0,5
/>0,5 Смешанный (С)
С1
С2
С3
0,9-1,1
0,9-1,1
0,9-1,1
/>0,2
0,2-0,5
/>0,5 Парафиновый (П)
П1
П2
П3
/>1,1
/>1,1
/>1,1
/>0,2
0,2-0,5
/>0,5
На примере рядаместорождений рассмотрим состав добываемых нефтей и АСПО (табл. 2).
Согласно ГОСТ 912-66нефти этих месторождений относятся к парафиновым. Анализ состава АСПО позволяетотнести их к группе асфальтеновых.
Анализ АСПОЮжно-Ягунского месторождения, Вятской, Арланской и Николо-Березовской площадейАрланского месторождения показал, что содержание в них асфальтенов и смолзначительно выше, чем в добываемой нефти. При этом количество парафинов в АСПОЮжно-Ягунского месторождения соизмеримо с их содержанием в нефти и не превышает3,5 %, а Вятской, Арланской и Николо-Березовской площадей Арланскогоместорождения — в 2-3 раза больше, чем в добываемой нефти.
Таблица 2
Состав нефти и АСПОнекоторых нефтяных месторождений
Месторождение,
площадь
Смолы,
% мас.
Асфальтены,
% мас.
Парафины,
% мас.
Вязкость
нефти при 20 0С, мПа/>с
нефть АСПО нефть АСПО нефть АСПО
1 2 3 4 5 6 7 8
Вятская площадь, Арланское
месторждение 18,8 35,0-48,0 5,9 15,0 2,2-4,0 8,0-12,0 34,3-42,1 Арланская площадь, Арланское месторождение 16,2 20,0-40,0 3,8 10,0-12,0 2,9 6,0-10,0 42,7 Николо-Березовская площадь, Арланское местрождение 13,6 12,0-37,0 7,5 8,0-12,0 2,3 3,0-15,0 74,0
Волковское
месторождение 15,0-20,0 11,74-19,43 3,0-5,0 1,17-4,00 3,0-5,0 2,20-4,67 ____ Южно-Ягунское месторождение 26,6 18,7-49,4 6,5 10,3-21,4 3,5 не более 3,5 31,0
Дружное
месторождение 21,1 ___ 8,0 ___ 2,2 ___ 5,3 Повховское месторождение 9,8 ___ 1,0 ___ 2,9 ___ 0,9
Установлено, что потеряагрегативной устойчивости тяжелых компонентов нефтей Южно-Ягунского, Дружного иПовховского месторождений при разгазировании определяется составом и свойствамиисходной нефти. Тяжелая высоковязкая нефть (31 мПа с в пластовых условиях)Южно-Ягунского месторождения с высоким содержанием асфальтенов и смол (6,5 и26,6 % соответственно) при разгазировании теряет асфальтеновые и смолистыевещества. Нефть Дружного месторождения содержит близкое количество асфальтенови смол (8,0 и 21,1 % соответственно), но обладает значительно меньшей вязкостью(5,3 мПа с в пластовых условиях), практически сохраняя тяжелые компоненты врастворе после разгазирования. Легкая маловязкая нефть (0,89 мПа с в пластовыхусловиях) Повховского месторождения с содержанием асфальтенов 1,0 % и парафинов2,9 % в ходе разгазирования теряет небольшое количество высокомолекулярныхпарафинов при некотором увеличении содержания асфальтенов вследствие потерилегких углеводородов и осаждения парафинов.
Причины и условияобразования АСПО. Известны две стадии образования и роста АСПО. Первой стадиейявляется зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафинанепосредственно на контактирующей с нефтью поверхности. На второй стадиипроисходит осаждение на покрытую парафином поверхность более крупных кристаллов.
На образование АСПОоказывают существенное влияние [4-6]:
снижение давления назабое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесиягазожидкостной системы;
интенсивноегазовыделение;
уменьшение температуры впласте и стволе скважины;
изменение скоростидвижения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов;
состав углеводородов вкаждой фазе смеси;
соотношение объема фаз;
состояние поверхноститруб.
Интенсивность образованияАСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могутизменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений неявляются постоянными.
Влияние давления на забоеи в стволе скважины. В случае, когда забойное давление меньше давлениянасыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствиечего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной.Это приводит к выделению из нее парафинов. Равновесное состояние нарушается впласте, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начинаяот забоя.
При насосном способеэксплуатации давление на приеме насоса может быть меньше, чем давлениенасыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной частинасоса и на стенках эксплуатационной колонны. В колонне НКТ, выше насоса, можновыделить две зоны. Первая — непосредственно над насосом: здесь давление резковозрастает и становится больше давления насыщения. Вероятность отложения в этойзоне минимальна. Вторая — зона снижения давления до давления насыщения и ниже,где начинается интенсивное выделение парафина.
В фонтанных скважинах приподдержании давления у башмака равным давлению насыщения, выпадение парафинаследует ожидать в колонне НКТ [7].
Как показывает практика[1], основными объектами, в которых наблюдается образование отложений парафина,являются скважинные насосы, НКТ, выкидные линии от скважин, резервуарыпромысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается навнутренней поверхности подъемных труб скважин.
Промысловые исследованияв условиях ОАО «Оренбургнефть» показали [1], что характерраспределения парафиновых отложений в трубах различного диаметра примерноодинаков. Толщина отложений постепенно увеличивается от места начала ихобразования на глубине 500-900 м и достигает максимума на глубине 50-200 м отустья скважины, затем уменьшается до толщины 1-2 мм в области устья (рис. 2).
Анализ состава АСПО,отобранных на различных глубинах скважин, показал, что на глубине более 1000 мсодержится больше АСВ, чем парафинов [8]. Механические примеси на такихглубинах практически не участвуют в формировании отложений (их содержание непревышает 4-5 % мас.).
С уменьшением глубинынаблюдаются снижение содержания асфальто-смолистых веществ в АСПО, а такжеувеличение количества механических примесей и твердых парафинов (рис. 3). Чемближе к устью скважины, тем в составе АСПО больше церезинов, и, соответственно,тем выше структурная прочность отложений.
/>
Рис. 2 — Отложение АСПОпо глубине скважины [1]
/>
Рис. 3 — Отложение АСВ ипарафинов по глубине скважины [1]
Нет единого мнения обобразовании АСПО при высокой обводненности продукции скважин. Любопытные данныеполучены при анализе 344 скважин на поздней стадии разработки месторождений ОАО«Татнефть» [9]. В этих условиях наиболее часто АСПО образуются вскважинах, дебиты которых меньше 20 т/сут., причем преобладают дебиты до 5т/сут по жидкости. Критическим дебитом, когда АСПО в скважине незначительно,является дебит свыше 35 т/сут. АСПО образуются во многих скважинах с низкойобводненностью нефти, доля которых от общего количества скважин составляет 32%. Второе место по частоте образования АСПО занимают скважины, имеющие обводненностьот 50 до 90 %. Характерной особенностью формирования АСПО в таких скважинахявляется их образование не только в НКТ, но и в насосном оборудовании (более 50% ремонтов). АСПО в колонне НКТ образуются в основном в скважинах с низкой ивысокой (от 60 до 80 %) обводненностью. Большинство таких скважин (95 %)оборудовано штанговыми насосами, из них 54 % имеют диаметр плунжера 44 мм, а 31% — 32 мм. Около 47 % скважин с АСПО в насосах имеют обводненность продукциивыше 60 %, в то время как всего 28 % таких скважин — низкую обводненность.
Влияние температуры впласте и в стволе скважины. Нефть является сложной по химическому составусмесью компонентов, которые, в зависимости от строения и внешних условий, могутнаходиться в разных агрегатных состояниях. Снижение температуры вызываетизменение агрегатного состояния компонентов, приводящее к образованию центровкристаллизации и росту кристаллов парафина. Характер распределения температурыпо стволу скважины существенно влияет на парафинообразование и зависит от:
— интенсивности передачитепла от движущейся по стволу скважины жидкости окружающим породам.Теплопередача зависит от градиента температур жидкости и окружающих скважинупород и теплопроводности кольцевого пространства между подъемными трубами иэксплуатационной колонной;
— расширениягазожидкостной смеси и ее охлаждения, вызванного работой газа по подъемужидкости.
Влияние газовыделения.Лабораторные исследования показали [1], что на интенсивность образованияпарафиноотложений оказывает влияние процесс выделения и поведения газовыхпузырьков в потоке смеси. Известно, что газовые пузырьки обладают способностьюфлотировать взвешенные частицы парафина. При контакте пузырька с поверхностьютрубы частицы парафина соприкасаются со стенкой и откладываются на ней. Вдальнейшем процесс отложения парафина нарастает вследствие его гидрофобности.На стенке трубы образуется слой из кристаллов парафина и пузырьков газа. Чемменее газонасыщен этот слой, тем большую плотность он имеет. Поэтому болееплотные отложения образуются в нижней части подъемных труб, где пузырьки газамалы и обладают большей силой прилипания к кристаллам парафина и стенкам трубы.
Влияние скорости движениягазожидкостной смеси. Интенсивность образования АСПО во многом зависит отскорости течения жидкости. При ламинарном характере течения, то есть низкихскоростях потока, формирование АСПО происходит достаточно медленно. С ростомскорости (при турбулизации потока) интенсивность отложений вначале возрастает.Дальнейший рост скорости движения газожидкостной смеси ведет к уменьшениюинтенсивности отложения АСПО: большая скорость движения смеси позволяетудерживать кристаллы парафина во взвешенном состоянии и выносить их изскважины. Кроме того, движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб,чем объясняется резкое уменьшение отложений в интервале 0-50 м от устьяскважины. При больших скоростях движения поток смеси охлаждается медленнее, чемпри малых, что также замедляет процесс образования АСПО [5].
Влияние шероховатостистенок труб. Состояние поверхности труб влияет на образование отложений.Микронеровности являются очагами вихреобразования, разрыва слоя, замедлителямискорости движения жидкости у стенки трубы. Это служит причиной образованияцентров кристаллизации отложений, прилипания кристаллов парафина к поверхноститруб, блокирования их движения между выступами и впадинами поверхности. Вслучае, когда значение шероховатости поверхности труб соизмеримо с размеромкристаллов парафина, либо меньше его, процесс образования отложений затруднен.
Влияние электризации.Процесс образования АСПО носит адсорбционный характер. Адсорбционные процессысопровождаются возникновением двойного электрического слоя на поверхностиконтакта парафина с газонефтяным потоком. При механическом нарушенииравновесного состояния данного слоя на поверхности трубы или слоя парафинапоявляются некомпенсированные заряды статического электричества, то естьпроисходит электризация как поверхности трубы, так и поверхности кристалловпарафина, что усиливает адгезию парафина к металлу [10].
2. Методы борьбы с АСПО
Борьба с АСПОпредусматривает проведение работ по предупреждению образования отложений и ихудалению (рис. 4).
Существует нескольконаиболее известных и активно применяемых в нефтедобывающей промышленностиметодов борьбы с АСПО. Но многообразие условий разработки месторождений иразличие характеристик добываемой продукции часто требует индивидуальногоподхода и даже разработки новых технологий.
Химические методыбазируются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений,уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. Воснове действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы,происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы[3].
Химические реагентыподразделяются на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы [4]:
Смачивающие реагентыобразуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезиикристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потокомжидкости. К ним относятся полиакриламид (ПАА), ИП-1;2;3, кислые органическиефосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерныхПАВ.
Модификаторывзаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнениякристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии впроцессе их движения. Такими свойствами обладают атактический пропилен смолекулярной массой 2000-3000, — низкомолекулярный полиизобутилен смолекулярной массой 8000-12000, алифатические сополимеры, сополимеры этилена исложного эфира с двойной связью, тройной сополимер этилена с винилацетатом ивинилпиролидоном, полимер с молекулярной массой 2500-3000.
Механизм действиядепрессаторов заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, чтозатрудняет их способность к агрегации и накоплению. К известным депрессаторамотносятся «Парафлоу АзНИИ», алкилфенол ИПХ-9, «Дорад-1А»,ВЭО-504 ТюмИИ, «Азолят-7» [1].
Диспергаторы — химическиереагенты, обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которая уноситсяпотоком нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб.К ним относятся соли металлов, соли высших синтетических жирных кислот,силикатно-сульфанольные растворы, сульфатированный щелочной лигнин [3].Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многихслучаях совмещается с:
· процессомразрушения устойчивых нефтяных эмульсий;
· защитойнефтепромыслового оборудования от коррозии;
· защитой отсолеотложений;
· процессомформирования оптимальных структур газожидкостного потока.
Разработан достаточноширокий ассортимент химических реагентов для борьбы с АСПО. В настоящее времяприменяются следующие марки реагентов:
· бутилбензольнаяфракция (бутиленбензол, изопропилбензол, полиалкилбензолы). Предложен киспользованию СевКавНИПИнефть;
· толуольнаяфракция (толуол, изопентан, н-пентан, изопрен);
· СНПХ-7р-1 — смесьпарафиновых углеводородов нормального и изостроения, а также ароматическихуглеводородов (ОАО «НИИнефтехим», г. Казань);
· СНПХ-7р-2 — углеводородная композиция, состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановойфракции (ОАО «НИИнефтехим», г. Казань);
· ХПП-003, 004, 007(ЗАО «Когалымский завод химреагентов», г. Когалым);
· МЛ-72 — смесьсинтетических ПАВ;
· реагенты типаСНПХ-7200, СНПХ-7400 — сложные смеси оксиалкилированных ПАВ и ароматическихуглеводородов (ОАО «НИИнефтехим», г. Казань);
· реагент ИКБ-4,оказывающий комплексное воздействие на АСПО и коррозию металла труб (ИНХП, г.Уфа);
· ИНПАР (Опытныйзавод «Нефтехим», г. Уфа);
· СЭВА-28 — сополимер этилена с винилацетатом (ВНИИНП и ВНИИТнефть, г. Москва) [5].
/>
Рис. 4 — Классификацияметодов борьбы с АСПО
Кроме перечисленныхреагентов 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 высокойстоимостью существенным недостатком химического метода является сложностьподбора эффективного реагента, связанная с постоянным изменением условийэксплуатации в процессе разработки месторождения.
Методы, относимые кфизическим, основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний(вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитныхполей на добываемую и транспортируемую продукцию.
Вибрационные методыпозволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования,которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, чтопрепятствует осаждению парафина на стенках труб [1].
Воздействие магнитныхполей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам.Использование в нефтедобыче магнитных устройств для предотвращения АСПОначалось в пятидесятые годы прошлого века, но из-за малой эффективностиширокого распространения не получило. Отсутствовали магниты, достаточно долго истабильно работающие в условиях скважины. В последнее время интерес киспользованию магнитного поля для воздействия на АСПО значительно возрос, чтосвязано с появлением на рынке широкого ассортимента высокоэнергетическихмагнитов на основе редкоземельных материалов. В настоящее время около 30различных организаций предлагает магнитные депарафинизаторы [11-19].
Установлено [13], что подвоздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушениеагрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединенийжелеза, находящихся при концентрации 10-100 г/т в нефти и попутной воде. Вкаждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц,поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому (в 100-1000 раз) увеличениюконцентрации центров кристаллизации парафинов и солей и формированию наповерхности ферромагнитных частиц пузырьков газа микронных размеров. Врезультате разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в видетонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложенийуменьшается пропорционально уменьшению средних размеров выпавших совместно сосмолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина. Образованиемикропузырьков газа в центрах кристаллизации после магнитной обработкиобеспечивает, по мнению некоторых исследователей, газлифтный эффект, ведущий кнекоторому росту дебита скважин.
В нефтедобыче используюттепловые, химические и механические методы удаления АСПО. Тепловые методыоснованы на способности парафина плавиться при температурах выше 50 0Си стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температурытребуется специальный источник тепла, который может быть помещеннепосредственно в зону отложений, или необходимо вырабатывать теплосодержащийагент на устье скважины. В настоящее время используют технологии с применением:
· горячей нефти иливоды в качестве теплоносителя;
· острого пара;
· электропечейназемного и скважинного исполнения;
· электродепарафинизаторов (индукционных подогревателей), осуществляющих подогревнефти в скважине;
· реагентов, привзаимодействии которых протекают экзотермические реакции.
Технология применениятеплоносителя предусматривает нагрев жидкости в специальных нагревателях(котельных установках передвижного типа) и подачу ее в скважину способом прямойили обратной промывки. Обратная промывка более предпочтительна, так как приэтом исключено образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямойпромывке [1].
Недостатками данныхметодов являются их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность,ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий.
Применение растворителейдля удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известныхи распространенных интенсифицирующих методов в технологических процессахдобычи, транспорта, хранения и переработки нефти. Однако и здесь проблемаподбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения.Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляется эмпирически. Это связанос недостатком информации об их структуре и свойствах и малой изученностьюмеханизма взаимодействия нефтяных дисперсных систем с растворителями.
Механические методыпредполагают удаление уже образовавшихся отложений АСПО на НКТ. Для этой целиразработана целая гамма скребков различной конструкции.
По конструкции и принципудействия скребки подразделяют на:
· пластинчатые соштанговращателем, имеющие две режущие пластины, способные очищать АСПО толькопри вращении. Для этого используют штанговращатели, подвешенные к головкебалансира станка-качалки. Вращение колонны штанг и, следовательно, скребковпроисходит только при движении вниз. Таким путем скребок срезает АСПО споверхности НКТ;
· спиральные,возвратно-поступательного действия;
· «летающие», оснащенные ножами-крыльями, которые раскрываются придвижении вверх, что обеспечивает им подъемную силу. Применяют, как правило, вискривленных скважинах.
Использование такогометода борьбы с АСПО значительно осложняется тем, что для его применения частонеобходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхноститруб (для некоторых видов скребков). Кроме того, возможно застревание скребков,обрыв их крепления и некоторые другие осложнения.
В последние годы вместометаллических пластинчатых скребков на штангах укрепляют пластиковые скребки(рис. 5). Они одновременно играют роль центраторов. Есть информация, что прииспользовании скребков-центраторов протирается НКТ.
/>
/> а) неподвижные скребки «Канаросс» б) скребки-центраторы Альметьевского завода «Радиоприбор»
Рис. 5 — Скребки-центраторы
Как метод предотвращенияАСПО следует отдельно выделить применение гладких защитных покрытий из лаков,стекла и эмали. При перевозках, спускоподъемных операциях и в скважинах НКТподвергаются значительным ударным, растягивающим, сжимающим, изгибающим идругим нагрузкам. Стеклянное покрытие ввиду его хрупкости, значительной толщиныи отсутствия сцепления с металлом трубы не надежно и разрушается в процессеспускоподъемных операций. Последнее приводит к образованию стеклянных пробок вколонне НКТ и заклиниванию насосов. Кроме того, технология нанесения стеклянныхи эмалевых покрытий предполагает нагрев труб до 700-800 0С, чтовызывает необратимые процессы в структуре металла и расплавление вершин резьб.
На промыслах ОАО«Оренбургнефть» были опробованы НКТ с покрытиями из бакелитовоголака, бакелито-эпоксидной композиции, эпоксидного лака и стеклоэмали [1].Недостаточные термо- и морозостойкость эпоксидных смол являются сдерживающимфактором их широкого применения. С этих позиций лучшими могут считаться НКТ,футерованные стеклоэмалью. Прочность и адгезия эмали высоки. Сколы в процессеспускоподъемных операций и транспортировки не наблюдаются.
Большое сопротивлениеистиранию, низкие тепло- и электропроводность открывают большие перспективывнедрения труб со стеклоэмалевым покрытием в нефтедобывающей промышленности.
3. Скважинные аппараты магнитной обработкижидкости
Инжиниринговой компанией«Инкомп-нефть» освоено производство глубинных скважинных установокмагнитной обработки жидкости типа УМЖ. Установка УМЖ-73-005 представляет собойкорпус 1 (рис. 6) из ферромагнитной трубы с присоединительными резьбами 2. Наодном конце трубы закреплена муфта 3 с присоединительной резьбой 4. На внутреннейповерхности корпуса закреплены точечные постоянные магниты 5, залитыеполимерной композицией 6. Использованы магниты в виде цилиндров диаметром 5-8мм и высотой 3-4 мм. а) б)
Рис. 6 — Общий видустановок магнитной обработки жидкости УМЖ-122 (а) и УМЖ-73 (б)
Были проанализированыразличные схемы размещения постоянных магнитов (рис. 7-9) .
На основании промысловыхиспытаний в НГДУ «Арланнефть» установок УМЖ изготовленных поразличным схемам лучший результат достигнут по схеме рис. 8.
Точечные постоянныемагниты выступают над внутренней поверхностью корпуса с разной высотой, чтоспособствует дополнительной турбулизации перекачиваемой жидкости, повышающейэффективность магнитной обработки.
Для точного и надежногоразмещения магнитов в корпусе была разработана новая технология ихизготовления. Технология предусматривает:
Подготовку внутреннейповерхности корпуса (пескоструйная обработка и обезжиривание);
Нанесение первого слояантикоррозионной композиции;
Ориентационное нанесениемагнитов на не застывшую поверхность;
Нанесение после просушкипоследовательно еще двух слоев антикоррозионной композиции на внутреннююповерхность с магнитами.
/>
Рис. 7 — Схемарасположения магнитов в установке УМЖ-73
/>
Рис 8 — Схемарасположения магнитов в установке УМЖ-73
/>
Рис. 9 — Схемарасположения магнитов в установке УМЖ-73
Магниты перед ихустановкой в корпус обезжириваются, и на них наносится слой антикоррозионнойкомпозиции. Ориентационное нанесение магнитов предусматривает точное ихразмещение в заданное расчетное место на поверхности корпуса. Для этого корпусзакрепляют в шпиндель токарного станка оснащенного делительной головкой. Наспециальную державку наносят постоянные магниты, которые необходимо расположитьна одной образующей внутренней цилиндрической поверхности корпуса. Посленанесения антикоррозионной композиции на поверхность корпуса, державку вводятво внутреннюю полость корпуса. Перемещая державку параллельно оси корпуса,подводят ее к требуемому участку, и магниты располагаются на поверхностикорпуса. Далее отводят державку от поверхности и выводят ее из полости корпуса.Корпус поворачивают посредством делительной головки на требуемый угол, и вновьна данной образующей устанавливают магниты. И так до полной установки магнитов.После установки магнитов, наносится еще два слоя антикоррозионной композиции.
Установка с помощью резьбмонтируется в колонну НКТ на прием насоса ШГНУ или в требуемый участок колонныНКТ. При прохождении добываемой жидкости по корпусу она обрабатываетсямагнитным полем.
Была также спроектированаи изготовлена установка магнитной обработки жидкости УМЖ-122 (рис. 6-а),предназначенная для работы в скважинах оснащенных ЭЦН с внутренним диаметромэксплуатационной колонны от 125 до 140 мм. Установка монтируется на штатноеместо противополетного якоря (данное устройство зачастую не используется) икрепится к компенсатору ГД-51 посредством резьбы.
В отличие от большинствасуществующих, данная установка не имеет внешнего защитного корпуса, а магнитноеполе создают 312 точечных постоянных магнитов, закрепленных на шести радиальныхребрах. Благодаря этому, установка не создает значительных гидравлическихсопротивлений (они много меньше создаваемых компенсатором ГД-51), при этомнапряженность создаваемого магнитного поля 25-30 кА/м.
Основные результатыиспользования УМЖ. Инжиниринговая компания «Инкомп-нефть» изготовилаболее 250 скважинных установок УМЖ, которые внедрены в АНК«Башнефть», ОАО «Белкамнефть», НК «Лукойл», НК«ЮКОС», ОАО «Газпром» и ряде других организаций.
Применение установокУМЖ-73 позволило увеличить средний межремонтный период скважин НГДУ«Арланнефть» осложненных эмульсией и АСПО в среднем в 1,8 раза.Химическая обработка скважин была прекращена.
На Сергеевскомместорождении НГДУ «Уфанефть» использование установок УМЖ-73-005 даловозможность увеличить межочистной период скважин в 2,7 раза, а количествотермических и химических обработок уменьшить в 2 и 5 раз соответственно.
Внедрение установокУМЖ-73 в скважинах Мортымья-Тетеревского и Толумского месторождения ТПП«Урайнефтегаз», осложненных АСПО, позволило увеличить их средниймежремонтный период в 2 раза при прекращении химических обработок скважин.
Список литературы
1. Персиянцев М.Н. Добычанефти в осложненных условиях. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 653 с.: ил.
2. Доломатов М.Ю., ТелинА.Г. и др. Физико-химические основы направленного подбора растворителейасфальтосмолистых веществ // Отчет центрального научно-исследовательскогоинститута ЦНИИТЭнефтехим, 1990 г.- 35 с.
3. Ибрагимов Г.З.,Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти:Справочник рабочего. — М.: Недра, 1986.- 240 с.
4. Голонский П.П. Борьбас парафином при добыче нефти. — М.: Гостоптехиздат, 1960. — 88 с.
5. Люшин С.В., Репин Н.Н.О влиянии скорости потока на интенсивность отложения парафинов в трубах // Сб.борьба с отложениями парафина. — М.: Недра, 1965. — 340 с.
6. Тронов В.П. Механизмобразования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. — М.: Недра, 1970. — 192 с.
7. Коршак А.А., ШаммазовА.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов: — Уфа.: ООО«ДизайнПолиграфСервис», 2001 — 544 с.: ил.
8. Нагимов Н.М., ИшкаевР.К., Шарифуллин А.В., Козин В.Г. Эффективность воздействия наасфальтосмолопарафиновые отложения различных углеводородных композитов // НефтьРоссии. Техника и технология добычи нефти. — 2002. — N 2 — с. 68-70.
9. Тронов В.П., ГуськовА.И., Мельников Г.М. Об условиях формирования АСПО на поздней стадииразработки// Проблемы нефтегазового комплекса России. Горное дело: Тезисыдокладов Международной Научно-технической конференции. — Уфа: Изд-во УГНТУ,1998. — с. 106-108.
10. Опыт борьбы сотложениями парафина / С.Ф. Люшин, В.А. Рассказов // РНТС. ВНИИОНГ. — 1967. — 67 с.
11. Шайдаков В.В., ЛаптевА.Б., Никитин Р.В. и др. Результаты применения магнитной обработки наскважинах, имеющих осложнения по АСПО и эмульсии // Проблемы нефти и газа:Тезисы докладов. III конгресс нефтегазопромышленников, Секция Н. — Уфа. — 2001,- с. 121-122.
12. Ковач В.И., АливановВ.В., Шайдаков В.В. Магнитная активация жидкости как метод защиты от коррозии.// Нефтяное хозяйство — 2002. — N 10 — с.
13. Лесин В.И. Магнитныедепарафинизаторы нового поколения /Изобретения и рацпредложения в нефтегазовойпромышленности. — 2001. — N 1. — С. 18-20.
14. Персиянцев М.Н.,Василенко И.Р. Магнитные депарафинизаторы МОЖ.- Газовая промышленность, 1999. — N 8.
15. Магнитныйдепарфинизатор «Магнолеум».- http:/ www. mte. gov. ru./ntp/newborud/rka/rka.htm.
16. Депарафинизаторы. — http:/www.metalop.ru/magnit4.htm.
17. Integratedwater magnetic conditioner and filter. — http:/www.sovinservice.ru/mf_2000_eng.html.
18. Малышев А.Г.,Черемисин Н.А., Шевченко Г.В. Выбор оптимальных способов борьбы спарафиноотложением // Нефтяное хозяйство. — 1997. — N 9. — С. 62.-69.
19. Карпов Б.В., ВоробьевВ.П., Казаков В.Т. и др. Предупреждение парафиноотложений при добыче нефти изскважин в осложненных условиях путем применения магнитных устройств //Нефтепромысловое дело. — 1996. — N 12. — С. 17-18.