Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Борьба с парафиновыми отложениями в нефтегазоводобывающей промышленности

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ЖИРНОВСКИЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИКУМ»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине: «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин»

Для специальности: 130503 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Тема: «Борьба с парафиновыми отложениями в нефтегазоводобывающей промышленности»

Руководитель проекта: __________ Филатов Н.Н.

Исполнитель работы:____________ Политова Н.В.

Оценка за работу:_______________

г.Нягань

2010 г.

Содержание

Введение.

Общие сведения о парафинистых нефтях и их свойствах.
Причины и условия образования парафинистых отложений.
Методы борьбы с парафиновыми отложениями в нефтегазодобывающей промышленности.
Новая технология борьбы с парафиновыми отложениями ООО «Каскад».

Заключение.

Список литературы.

Введение.

В настоящее время развитие нефтяной промышленности обусловлено значительными осложнениями при разработке нефтяных месторождений. Процессы добычи, сбора и подготовки нефти, осложняются комплексом проблем, связанных с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) и солеотложениями, коррозионным разрушением оборудования, образованием стойких нефтяных эмульсий и др. Наиболее остро на месторождениях Южно-Тургайского прогиба стоит проблема борьбы с парафиновыми отложениями. Накопление парафиновых отложений в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению отборов нефти, уменьшению межремонтного периода (МРП) работы скважин и эффективности работы насосных установок. Многолетняя практика эксплуатации скважин, добывающих парафинистую нефть, показала, что без проведения работ по предотвращению и удалению парафинистых отложений в трубопроводах и нефтепромысловом оборудовании, подъемных трубах, выкидных линиях и промысловых емкостях нельзя эффективно решать вопросы оптимизации добычи и сбора нефти. В этих условиях актуальной становится разработка новых технических средств и методов, направленных на предотвращение отложений в глубинно-насосном оборудовании, колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), промысловых трубопроводах систем нефтесбора. Одним из перспективных методов борьбы с отложениями парафинов является применение магнитной обработки продукции скважин. По сравнению с химическими методами он имеет одно большое преимущество, все более актуальное в последнее время - экологическую безопасность.

Для борьбы с парафиновыми отложениями применяют различные способы: применение скребков, обработка скважин горячей нефтью и водой, промывка дистиллятом, органическими растворителями, водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ), электропрогрев скважины, магнитная обработка и ингибирование добываемой скважинной продукции, применение углеводородоокисляющих микроорганизмов и т.д. Однако все известные методы борьбы с отложениями парафинов ограничиваются в зависимости от условий конкретных месторождений. Например, биотехнологический метод ограничивается высокими пластовыми давлениями и газовыми факторами, повышенным содержанием сероводорода в нефти и температурой выше 40-50°С и рекомендуется для скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами. Магнитная обработка имеет свои требования к применяемой среде, такие как газовый фактор (20 - 300 мЗ/мЗ), наличие в скважинной продукции микропримесей ферромагнитных частиц железа, содержания асфальтенов и смол не меньше содержания парафина в нефти и т.д. Электрические методы имеют довольно сложное наземное оборудование для подачи электроэнергии в подземное нагревательное оборудование.
Но все же, проблема борьбы с парафиновыми отложениями на промыслах остается актуальной и требует дальнейшего усовершенствования методов по ее разрешению.

1. Общие сведения о парафинистых нефтях и их свойствах.

Нефть состоит из парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов. Углеводороды парафинового ряда находятся в нефтях в газообразном (от С до СД), жидком (от Cs до C\s) и твердом (от Cie) состояниях. Твердые углеводороды представляют собой парафины, смолы, асфальтены и церезины. В зависимости от количества содержащихся твердых углеводородов парафинов, нефти подразделяются на следующие группы:
1) Беспарафинистые с количеством парафина менее 1,5%;

2) Слабопарафинистые, содержащие от 1,5 до 6 % парафина;

3) Парафинистые с содержанием парафина выше 6 %.

Известно, что парафин содержится во всех добываемых нефтях, но в различных количествах. Парафинистые нефти характеризуются высокой температурой застывания. В некоторых случаях температура застывания высокопарафинистых нефтей достигает +40°С, вследствие чего нефти приобретают мазеобразную консистенцию; вязкость нефти сильно повышается при незначительном понижении температуры. Так, например, при температуре - 20°С и ниже нефти с содержанием парафина 5-8% теряют текучесть. Перекачка такой нефти по поверхностным трубопроводам в зимний период в значительной степени затрудняется и в некоторых случаях требуется специальный подогрев. Парафинистые нефти, обычно имея высокие бензиновые потенциалы, являются в большинстве своем светлыми, легкими; имеют небольшой удельный вес и мало содержат смолистых веществ.
Рассмотрим химический состав твердых парафинов - веществ, выпадающих из нефти и газового конденсата при понижении температуры. В состав природных углеводородов входят алканы, циклоалканы, ароматические соединения и другие. В зависимости от числа атомов углерода в молекуле к-алканы могут находиться в различных агрегатных состояниях. Так, при стандартных условиях (температуре 20°С и атмосферном давлении) легкие и-алканы (метан, этан, пропан и бутан) находятся в газообразном состоянии. Более тяжелые гомологи метана с числом атомов углерода от 5 до 15 при нормальных условиях являются жидкостями, а с числом атомов более 15 - находятся в твердом состоянии. Твердая фаза, выделяющаяся из нефтей, а также из нефтепродуктов и газового конденсата, представляет собой смесь различных компонентов, состоящую преимущественно из алканов нормального строения. Именно это является причиной того, почему выпадающий твердый осадок обычно именуют попросту «парафином». Этот устоявшийся термин часто используют для обозначения всей гаммы тяжелых углеводородов, выделяющихся из нефти при ее охлаждении. По результатам исследования составов и свойств парафинов обнаружено, что н-алканы доминируют в составе нефтяных парафинов, суммарное содержание мзо-алканов, нафтенов и ароматических углеводородов относительно мало и, как правило, не превышает 20 - 30%. Отсюда следующая закономерность: из более легкой по составу нефти (либо нефтепродукта) выпадает твердая фаза с более высоким содержанием алканов. В общем случае, в зависимости от состава углеводородной жидкости, из которой образовались парафины, они могут содержать примерно 65 - 97% и-алканов. Для сравнения заметим, в самой углеводородной жидкости содержание н-алканов гораздо ниже и может составлять в нефти и керосине примерно 18 - 22%, в дизельном топливе - 12-28%. Итак, состав твердых парафинов определяется, прежде всего, алканами. Парафин в природных условия встречается в нефтях и озокеритах. В нефтях он находиться в растворенном и во взвешенном состоянии в виде отдельных кристаллов. Очищенный парафин представляет собой бесцветную или белую кристаллическую массу, без запаха и вкуса, слегка жирную на ощупь, плотность которого колеблется от 907 до 915 кг/м3 при 15°С, плотность неочищенного парафина 881 - 905 кг/м3. Температура плавления парафина зависит от его молекулярного веса и находится в пределах от 49 до 60°С, что соответствует молекулярному весу парафина, примерно равному 390 - 430. В нефтях обычно содержится парафин с молекулярным весом, равным 400 - 430, а высшие фракции твердых углеводородов являются церезинами. Растворимость парафина в нефтяных дистиллятах обычно падает с увеличением молекулярного веса дистиллята и растет с повышением его температуры. При низких температурах, около - 10°С, парафин в нефтяных дистиллятах практически не растворим. Он хорошо растворяется в эфире, хлороформе, бензоле, петролейном эфире и сероуглероде. При нагревании может быть, также растворим во многих растительных маслах; плохо растворяется в спирте, совершенно не растворим в воде. В химическом отношении парафин является весьма стойким по отношению к различным химическим реагентам. Так, например, дымящаяся серная кислота даже при нагревании не действует на парафин. При обыкновенной температуре парафин также устойчив к различным кислотам и щелочам. При повышенной температуре парафин окисляется кислородом воздуха, особенно в присутствии катализаторов, на чем основано получение жирных высокомолекулярных кислот, широко применяющихся в народном хозяйстве. Нефтяные парафины состоят главным образом из углеводородов метанового ряда нормального строения.

2. Причины и условия образования парафиновых отложений.

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО) (рис. 1). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению МРП работы скважин и эффективности работы насосных установок.

Рис. 1 - Асфальтосмолопарафиновые отложения в НКТ

Парафины - углеводороды метанового ряда от С16Н34 до С64Н130. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на (ГОСТ 912-66):

1)малопарафиновые - менее 1,5% мас.;

2) парафиновые - от 1,5 до 6% мас.;

3) высокопарафиновые - более 6 % мас..

Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе. Высокомолекулярные парафины - церезины (от С37Н74 до С53Н108) отличаются более высокой температурой кипения, большей молекулярной массой и плотностью.

Известны две стадии образования и роста парафиновых отложений. Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности. На второй стадии происходит осаждение на покрытую парафином поверхность более крупных кристаллов.

На образование парафиновых отложений оказывают существенное влияние:

снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;
интенсивное газовыделение;
уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов;
состав углеводородов в каждой фазе смеси;
соотношение объема фаз;
состояние поверхности труб.

Интенсивность образования парафиновых отложений зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.

Влияние давления на забое и в стволе скважины. В случае, когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из нее парафинов. Равновесное состояние нарушается в пласте, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.

При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса может быть меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатационной колонны. В колонне НКТ, выше насоса, можно выделить две зоны. Первая - непосредственно над насосом: здесь давление резко возрастает и становится больше давления насыщения. Вероятность отложения в этой зоне минимальна. Вторая - зона снижения давления до давления насыщения и ниже, где начинается интенсивное выделение парафина.

В фонтанных скважинах при поддержании давления у башмака равным давлению насыщения, выпадение парафина следует ожидать в колонне НКТ. Как показывает практика, основными объектами, в которых наблюдается образование отложений парафина, являются скважинные насосы, НКТ, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин.

Промысловые исследования в условиях ОАО "Оренбургнефть" показали, что характер распределения парафиновых отложений в трубах различного диаметра примерно одинаков. Толщина отложений постепенно увеличивается от места начала их образования на глубине 500-900м и достигает максимума на глубине 50-200м от устья скважины, затем уменьшается до толщины 1-2 мм в области устья (рис. 2).

Рис. 2 - Отложение АСПО по глубине скважины

Анализ состава АСПО, отобранных на различных глубинах скважин, показал, что на глубине более 1000м содержится больше асфальто-смолистых веществ, чем парафинов. Механические примеси на таких глубинах практически не участвуют в формировании отложений (их содержание не превышает 4 - 5% мас.).

С уменьшением глубины наблюдаются снижение содержания асфальто-смолистых веществ в АСПО, а также увеличение количества механических примесей и твердых парафинов (рис. 3).

Рис. 3 - Отложение АСВ и парафинов по глубине скважины [1]

Чем ближе к устью скважины, тем в составе АСПО больше церезинов, и, соответственно, тем выше структурная прочность отложений.

3. Методы борьбы с парафиновыми отложениями в нефтегазодобывающей промышленности.

Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по предупреждению образования отложений и их удалению (рис. 4).

Существует несколько наиболее известных и активно применяемых в нефтедобывающей промышленности методов борьбы с АСПО. Но многообразие условий разработки месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий.

Рис. 4 - Классификация методов борьбы с АСПО

Химические методы базируются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы.

Химические реагенты подразделяются на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы.

Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. К ним относятся полиакриламид (ПАА), ИП-1;2;3, кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных ПАВ.

Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения. Такими свойствами обладают атактический пропилен с молекулярной массой 2000-3000, низкомолекулярный полиизобутилен с молекулярной массой 8000-12000, алифатические сополимеры, сополимеры этилена и сложного эфира с двойной связью, тройной сополимер этилена с винилацетатом и винилпиролидоном, полимер с молекулярной массой 2500-3000.

Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению. К известным депрессаторам относятся «Парафлоу АзНИИ», алкилфенол ИПХ-9, «Дорад-1А», ВЭО-504 ТюмИИ, «Азолят-7».

Диспергаторы - химические реагенты, обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которая уносится потоком 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. Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с:

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».

Борьба с парафиновыми отложениями в нефтегазоводобывающей промышленности 📙 Курсовая → 🆔 40914