СНПХ-5312 Для предотвращения отложений сульфата и карбоната кальция в условиях высокой минерализации промысловых вод СНПХ-5313 Для предотвращения отложений карбоната и сульфата кальция, сульфата бария, соединений железа (сульфидов, оксидов) СНПХ-5314 Для предотвращения отложений соединений железа (оксидов и гидроксидов), карбоната кальция и сульфата бария СНПХ-5315 Для защиты от отложений сульфата и карбоната кальция СНПХ-5316 Для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата, и карбоната кальция СНПХ-5325 Для предотвращения отложений сульфата и карбоната кальция в условиях высокой минерализации промысловых вод СНПХ-5317 Для предотвращения отложений сульфата и карбоната бария, стронция, карбоната и сульфата кальция СНПХ-53R Для растворения карбонатных отложений с примесью сульфидов и оксидов железа
5.Состав и свойства АСПО. Механизм формирования АСПО. Факторы, влияющие на образование АСПО. Общая характеристика методов удаления и предотвращения АСПО.
В зависимости от природы нефти и содержания в ней твердых углеводородов, а также в зависимости от места отбора проб состав отложений включает : парафины – 9...77 %; смолы – 5...30 %; асфальтены – 0,5...70 %; связанную нефть до 60 %; механические примеси – 1...10 %; воду – от долей до нескольких процентов; серу – до 2 %. В зависимости от содержания органических составляющих АСПО предложено подразделять на три класса: 1. асфальтеновый – П/(А+С) < 1; 2. парафиновый – П/(А+С) > 1; 3. смешанный – П/(А+С) 1, где П, А и С - содержание (% масс.) парафинов, смол и асфальтенов, соответственно.
Основным компонентом углеводородных отложений является парафин. Молекулярная формула парафинов – от С17Н36 до С35Н72. Молекулярная масса – 300-450. Температура плавления парафина в стандартных условиях – 45-65°С, в то время как температура насыщения нефти парафином 16-25°С. Плотность парафина составляет – 881-905 кг/м3. Парафин хорошо растворяется и диспергируется в углеводородных растворителях.
Церезины представляют собой смесь углеводородов с количеством углеродных атомов в молекуле от 36 до 55 (от С36 до С55). Температура плавления равна 65-85°С. Их извлекают из нефтяного сырья в основном из петролатума (смесь церезина, парафина и нефтяных масел) и остатков высокопарафинистых сортов нефти, получаемых при ее переработке. В отличие от парафинов церезины имеют мелкокристаллическое строение. Температура плавления церезинов – 65-85°С. температура кипения парафинов не более 550°С, церезинов – выше 600°С. Церезин – воскообразное вещество от белого до коричневого цвета. Церезины обладают большей химической активностью, чем парафины.
Нефтяные смолы – высокомолекулярные компоненты нефти, растворимые в низкокипящих насыщенных углеводородах. Твердые или высоковязкие аморфные малолетучие вещества черного или бурого цвета; среднечисленная мол. масса – 450-1500; размягчаются в инертной атмосфере 35-90°С; p = 1 г/см3. Содержание нефтяных смол в нефтях колеблется от 1 до 22% по массе. Элементный состав (%): С78-88, Н8-10, S110, О1-8, N2; в малых количествах присутствуют V, Ni, Fe, Сu, Со, Сr, Na, Ca, Mo, Al и другие металлы, входящие в состав металлокомплексных соединений, например, металлопорфиринов. Нефтяные смолы на воздухе легко окисляются при низких температурах; в инертной атмосфере при 260-300°С теряют растворимость в алканах и превращаются в так называемые вторичные асфальтены
Асфальтены – наиболее высокомолекулярные компоненты нефти. Твердые хрупкие вещества черного или бурого цвета; размягчаются в инертной атмосфере при 200-300°С с переходом в пластичное состояние; p = 1,1 г/см3; среднечисленная молекулярная масса – 1500-5000. Растворим в бензоле, толуоле, CHCl3, CCl4, не растворим в парафиновых углеводородах, спирте, эфире, ацетоне. Содержание асфальтенов в нефтях колеблется от 1 до 20%. Элементный состав (%): С8086, Н7-9, О2-10, S0,5-9, N2; в микроколичествах присутствуют V и Ni (суммарное содержание 0,01-0,2%), Fe, Ca, Mg, Cu и др. металлы, входящие в состав металлокомплексных соединений, например, металлопорфиринов
На интенсивность образования АСПО в системе транспорта, сбора и подготовки нефти влияет ряд факторов, основными из которых являются : снижение давления в области забоя 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 её компонентов; состав углеводородов в каждой фазе смеси; соотношение объёмов фаз (нефть-вода).
Зависимость интенсивности отложений АСПВ от обводненности. УЭЦН: При достижении обводненности продукции 30% интенсивность отложений АСПВ резко снижается. Интенсивность АСПО при достижении обводенности продукции 30-35% при эксплуатации УЭЦН приближается к нулю. Для СШНУ характер отложений имеет другой вид. В интервале высокой вязкости водонефтяной эмульсии (при обводненности 40-75%) интенсивность отложений АСПВ снижается, потом снова повышается. Отложения АСПВ для СШНУ имеют место даже при обводненности 95%.
6. Химические методы удаления и предотвращения образования АСПО. Преимущества и недостатки.
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,низкомолекулярный полиизобутилен, алифатические сополимеры, сополимеры этилена и сложного эфира с двойной связью, тройной сополимер этилена с винилацетатом и винилпиролидоном.
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" [1].
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,· толуольная фракция,СНПХ-7р-1 - смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения, а также ароматических углеводородов,· СНПХ-7р-2 - углеводородная композиция, состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановой фракции · ХПП-003, 004, 007 ,· МЛ-72 - смесь синтетических ПАВ;· реагенты типа СНПХ-7200, СНПХ-7400 - сложные смеси оксиалкилированных ПАВ и ароматических углеводородов,· реагент ИКБ-4, оказывающий комплексное воздействие на АСПО и коррозию металла труб, ИНПАР; СЭВА-28 - сополимер этилена с винилацетатом.
Для удаления уже отложившихся АСПО наиболее перспективным является химический метод. В качестве реагентов-удалителей применяют как индивидуальные растворители, так и многокомпонентные составы. В некоторых случаях для повышения эффективности растворитель прогревают или его подают совместно с паром. Композиции и реагенты для удаления АСПО условно подразделяют на следующие группы: 1.Растворитель(однофазные системы) 2.Вода+ПАВ(однофазные системы) 3.Дисперсии растворителей(двухфазные системы) 4.Мицеллярные растворы(однофазные систем
Физические методы предупреждения образования АСПО. Технические средства и технологии использования. Механизм действия. Тепловые методы удаления АСПО. Технологии и технические средства.
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.
В настоящее время около 30 различных организаций предлагает магнитные депарафинизаторы. 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.
Физические методы предупреждения АСПО реализуютсяследующими способами:- магнитными индукторами;- применением ультразвуковых колебаний;- применением электромагнитного воздействия;- применением резонансно-волновых устройств.
Все эти способы, в основном, использованы на уровне промысловых испытаний и широкого применения на производстве не нашли. Сведения приводятся для повышения кругозора читателей в этом направлении.Наиболее часто на практике применяются устройства на основе постоянных магнитов, например, так называемые МИОНы.
К тепловым методам относится пропарка труб при их подъеме на поверхность с помощью передвижной паровой установки (ППУ), однако это малоэкономично. Пропарить трубы можно и подачей пара в затрубное пространство. При этом прогреваются и НКТ, и выкидная линия. Этот способ применяется в скважинах, эксплуатирующийся компрессорным способом и в фонтанных скважинах с небольшим затрубным давлением. Существует другой способ расплавления парафина-прокачка горячей нефти с помощью агрегата по депарафинизации (АДП).
Промывки скважин горячей нефтью.
Проблема удаления АСПО решается различными методами, однако одним из основных методов борьбы с АСПО в скважинном оборудовании был и остается метод промывки скважин горячей нефтью объемом от 18 до 27 м3 при температуре 95-1050С. При горячих промывках нефть используется как:теплоноситель; растворитель АСПО; промывочная жидкость.
Для горячей промывки используется звено в составе: агрегата депарафинизации скважин АДПМ-12/150;
двух (или трех) автоцистерн типа АЦ-8,2, АЦ-10, АЦН-12. Норма времени на непосредственную обработку скважины без учета времени на заправку нефтью и времени на дорогу составляет 2,8-3 часа, с учетом всего – 3,5-4,5 часа. Горячая промывка скважин производится в основном СШНУ. При эксплуатации УЭЦН с обводнением продукции до 35% применяются скребки, при обводнении свыше 35% отложения АСПО незначительные. При осложнениях УЭЦН для чистки НКТ применяется горячая промывка нефтью с температурой до 1000С, в большинстве случаев применяется промывка растворителем.
В зависимости от глубины отложений АСПО расход нефти на горячую обработку составляет от 18 до 30 м3. В среднем на одну операцию используется 23,5 т нефти. Для сокращения расхода нефти на ГО разрабатываются и внедряются мероприятия по наращиванию объемов химических методов.
Техника и технология горячей промывки. Как было сказано выше, для горячей промывки скважин в настоящее время применяются агрегаты АДПМ-12/150. Принцип работы агрегата следующий: нефть из автоцистерн забирается насосом и подается в змеевик котла, где нагревается и закачивается в скважину. Температуру нагрева можно регулировать изменением производительности насоса. Оптимальная работа достигается обычно при температуре 95-1050С. В качестве топлива для котла используется дизельное топливо. При отсутствии АДП нефть или воду нагревают в емкостях или автоцистернах при помощи передвижных паровых установок ППУ-3М. ППУ изготавливаются на базе вездеход ных автомобилей «КамАЗ», «Урал». Принцип работы ППУ такой же, как у АДП. Производительность ППУ – 1-1,2 тонны пара в час при температуре пара до 3000С. Разрешенное
Влияние механических примесей на работу нефтяных насосов. Допустимая концентрация при работе УШГН, УЭЦН, УЭВН. Методы борьбы с механическими примесями.
Наличие мехпримесей в добываемой жидкости значительно снижают межремонтный период работы скважин и уменьшают коэффициент подачи и КПД насоса. В связи с этим эффективность борьбы с негативным влиянием мехпримесей на работу ЭЦН и засорением скважин и насосов поверхностным мусором имеет весьма актуальное значение для промысловиков. Основной причиной попадания мусора в скважину с поверхности земли является низкая культура производства при производстве ремонтных и технологических работ. Например, щепки попадают в скважину из-за применения разлохмаченных деревянных прокладок путем прилипания щепок к НКТ и штангам. Источником засорения часто являются также старая краска, полиэтилен, резины и изоленты, фрагменты пластмассовых предметов и растительности.
1. Характер отказов насосного оборудования из-за засорения.
Отказ насосного оборудования в результате засорения рабочих органов штанговых глубинных насосов происходит:
• в результате попадания под клапан посторонних предметов и негерметичного закрытия клапана. Это чаще всего происходит с приемным клапаном, чуть реже - с нагнетательным;
• в результате забивания внутреннего сечения плунжера посторонними предметами, АСПО и солями. При этом штанговая колонна отстает от хода головки балансира СК при ходе вниз, возникают удары траверсы канатной подвески в начале хода вверх;
• из-за попадания в зазор между плунжером и цилиндром насоса мехпримесей: окалины, песка, проппанта, цемента и др.;
• из-за полного забивания фильтра насоса посторонними предметами, АСПО, солями, мехпримесями из пласта.
Отказ УЭЦН из-за засорения рабочих органов происходит гораздо чаще. Как правило, засоряются частично или полностью рабочие колеса и направляющие аппараты первых секций ЭЦН, из-за чего насос начинает работать с низкой производительностью, с вибрацией, что приводит к полному выходу из строя УЭЦН. Это происходит из-за того, что приемная сетка ЭЦН имеет крупные отверстия размером 30x2,5 мм, через которые проходят предметы, застревающие в каналах колес. ЭЦН часто засоряется и мехпримесями из пласта (проп-пант, сульфид железа, песок, минеральные соли...
2. Основные источники и пути засорения скважин и насосного оборудования поверхностным мусором и мехпримесями.
Основные пути попадания наземного мусора и грязи в скважину следующие.
• При бурении и освоении новых скважин и боковых стволов
• При текущем и капитальном ремонте скважин
• При глушении, технологических промывках и заливках химреагентов.
Мусор попадает в автоцистерну при ремонте, при откачке амбаров, грязной жидкости с мест порывов трубопроводов, канализационных емкостей. После слива этой жидкости, если не производится тщательная промывка и чистка емкости автоцистерны, вместе с жидкостью глушения и промывки грязь и мусор попадают в скважину и, в дальнейшем, на фильтр и прием насоса.
Допустимое количество механических примесей для насосов согласно паспортным данным составляет:
1) для УЭЦН обычного исполнения – до 100 мг/л;
2) для УЭЦН износостойкого исполнения – до 500 мг/л;
3) для УЭЦН коррозионно-износостойкого исполнения – до 1000 мг/л;
4) для ШГН с плунжерами с кольцевыми канавками – до 3000 мг/л;
5) для ЭВН специальных конструкций импортного исполнения – до 1-3%.
Основной причиной появления механических примесей в добываемой жидкости считается увеличение депрессии на пласт и вынос их с призабойной зоны скважины.
Присутствие механических примесей в продукции нефтяных скважин является серьезным осложнением при эксплуатации механизированным способом за счет уменьшения МРП насосов. Статистика причин отказов ЭЦН на месторождении показала, что для высокодебитных скважин высокое КВЧ является одним из основных проблем добычи. Отмечены замены ЭЦН в связи с их заклиниванием, что обусловлено выносом КВЧ в условиях форсированного отбора. Механические примеси могут являться продуктами разрушения коллектора, загрязнениями с насосно-компрессорных труб (продукты коррозии, песок, солеотложения), либо результатом обратного выноса проппанта после ГРП. Допустимые концентрации механических примесей при эксплуатации механизированным способом не должны превышать 0,3 г/л. С учетом вовлечения в разработку новых участков месторождений, сложности строения и неоднородности пластов, а также планируемых ГТМ следует предусмотреть защиту от этого типа осложнений[11].
Способы борьбы с механическими примесями:
-подбор оптимальных значений депрессии на пласт, позволяющих достичь максимального дебита без разрушения рыхлых пропластков с выносом дисперсной породы;
-при производстве сложных ремонтов, ГРП, кислотных обработок, а также при выводе скважин из длительного бездействия, предусмотреть качественную подготовку и промывку скважин перед спуском УЭЦН, например, с использованием комплекта гибких НКТ - койлтюбинг. Для уменьшения объема перевозок и расходов рекомендуется применение гидроциклонной очистки промывочной жидкости. Разработанная конструкция на основе ило-пескоотделителя ИГ-45М с промывочным агрегатом ПА-80 обеспечивает замкнутый цикл циркуляции, прямой или обратной промывки, очистку от механических примесей диаметром более 0,01 мм на 95%;
-применение жидкостей глушения скважин, очищенных от механических примесей в процессе их приготовления. Блок очистки жидкости БОЖ-1 (изготовитель ОАО “Нефтемаш”, г. Тюмень) используется на растворных узлах, его производительность 50 м3/час, КВЧ после фильтрации не более 20 мг/л. Есть и другие аналоги.
-очистка от АСПО, продуктов коррозии, песка, солей механическим или абразивным методами (щетки, пескоструй, дробеструй), дефектоскопия и отбраковка поднятых в процессе ремонта скважин НКТ.
-применение УЭЦН в коррозионно- и износостойком исполнении путем использования более стойких сталей и сплавов (типа «Нирезист»), упрочнения и создания защитной пленки на поверхности обычных стальных труб плазменным, электрохимическим или др. способами.
-применение при необходимости (по итогам анализов добываемых флюидов) индивидуальных механических фильтров для УЭЦН (проволочных и сетчатых). Для УЭЦН рекомендуется применение механических фильтров, устанавливаемых через пакер на забое, либо на приеме насоса (фильтры Meshrite Screen, REDA Schlumberger,
-установка в интервале перфорации гравийных забойных фильтров - при интенсивном выносе проппанта или пластового песка (КВЧ более 500 мг/л) в течение длительного срока (более 6 месяцев после ГТМ), либо при быстрой кольматации проволочных и сетчатых механических фильтров (менее 1-2 мес); комплекс подземного оборудования ОАО "Тяжпрессмаш" (Рязань) для сооружения гравийного фильтра включает пакеры, проволочный или щелевой фильтр, устройства для намыва гравия прямой или обратной циркуляцией и последующих промывок фильтра. Известны также комплексные технологии предотвращения выноса песка типа FracPac (Halliburton Energy Services), сочетающие локальные ГРП пласта с гравийными забойными фильтрами, обеспечивающими длительную эксплуатацию скважин без существенного снижения дебита.
-закрепление проппанта при ГРП. Например, это применение проппанта марки Fores RCP. Проппант покрыт фенолформальдегидными смолами. Склеивание начинается при давлении выше 69 атм.
Далее более подробно рассмотрим наиболее распространенные методы борьбы с механическими примесями
Одним из самых распространенных и эффективных способов защиты ГНО от воздействия мехпримесей служит установка на приеме насосных установок специальных фильтров.
В фильтре ЖНШ производства ЗАО «Новомет-Пермь» в качестве фильтрующего элемента используются щелевые решетки из V-образной проволоки из высокопрочной нержавеющей стали. Фильтр устанавливается в составе УЭЦН. Размер задерживаемых частиц -- 0,1-0,2 мм. Преимуществ у данного фильтра несколько. Во-первых, он обладает свойством самоочищения за счет вибрации УЭЦН. Во-вторых, удобством монтажа, поскольку фильтр устанавливается в составе погружной насосной установки. Соответственно, спуск фильтра не увеличивает время на ТРС. Фильтр не подвержен засорению, чем объясняются минимальные потери подпора на приеме насоса. |
Скачать 1.89 Mb.