Отчет по практике. Отчет №2 Ложкин Д.Н. 09.03.2021. Технология опз с применением растворителей аспо на нефтяных месторождениях
 Скачать 0.77 Mb.
|
|
3.3. Классификация растворителей АСПО Химическим методом ОПЗ путём удаления образовавшихся отложений является применение растворителей. Использование растворителей ускоряет процесс растворения и диспергирование АСПО и увеличивает МОП скважин, за счёт эффективной и полной очистки внутренней поверхности НКТ и оборудования, а также её гидрофилизации. В качестве реагентов — растворителей АСПО используют индивидуальные растворители и многокомпонентные составы, которые обладают большой растворяющей способностью АСПО. В некоторых случаях для повышения эффективности операций по удалению АСПО растворитель подогревают или его подают вместе с паром. Растворитель необходимо подбирать в зависимости от состава АСПО, так как растворимость парафинового, асфальтенового или смешанного типа отложений различается. Эффективным растворителем для парафинов является смесь предельных углеводородов. Однако стоит учитывать температуру протекания процесса, так как при её уменьшении, растворимость парафинов снижается. Для удаления смол также применяются жидкие парафиновые углеводороды в виду их хорошей растворимости, как и в нафтеновых и ароматических растворах. Асфальтены имеют высокую растворимость в ароматических углеводородах, однако не растворяются в парафиновых (алкановых). Повысить эффективность удаления АСПО можно за счёт добавления ПАВ в углеводородные растворители. Поверхностно-активные вещества способствуют улучшению диспергирующих свойств растворителей в виду увеличения их поверхностной активности, что не даёт отложениям выпасть в осадок, а находится во взвешенном состоянии в потоке нефти. В качестве поверхностно-активных веществ могут применяться неиногенные ПАВ, сульфаты, амины и синтетические жирные кислоты. Реагент ОП-7 в качестве ПАВ обладает хорошей растворимостью в воде, способен образовывать устойчивые растворы с минеральными кислотами, обладает свойством диэмульгатора. Реагент МЛ-72 состоит из сульфонола (75%), сульфоната (25%) и смачивателя (5%). Время воздействия реагента составляет 48-60 часов, при это он не является токсичным веществом. Ассортимент растворителей, которые используются на отечественных месторождениях и зарубежных представляет собой несколько классов составов и включает: Органические растворители, выступающие в качестве индивидуальных – в эту группу входят органические соединения, характеризующиеся хорошей растворяющей способностью по отношению ко многим органическим соединениям. Однако применение этих реагентов в практике нефтедобычи ограничено. Так, сернистый углерод или составы на его основе обладают высокой токсичностью и пожароопасностью. Дихлорпропаном запрещено пользоваться ввиду влияния углеводородов этого класса соединений на процессы переработки нефти. Такие продукты сложного органического синтеза, как 2 метил-метиленбисамин; 4-(1-пропенил)-1,3 диоксан; 4,4 метил-5,6 дигидропиран; 2-метилфуран, выпускаются промышленностью в небольших количествах. Ограниченное применение толуола, как и других индивидуальных органических растворителей связано прежде всего с их высокой стоимостью и затратами на транспортировку. Поэтому в настоящее время применение индивидуальных органических композиций крайне ограничено. Растворители природного характера: природные органические растворители, органические смеси, включающие несколько классов соединений, производимых на нефтеперерабатывающих заводах (лёгкая нефть, керосиновая фракция, уайтспирит, абсорбент, нефтяной сольвент). Наибольшее распространение на промыслах получили удалители АСПО природного характера, такие как газоконденсат, газовый бензин, смесь сжиженных нефтяных газов, легкая нефть. Основное достоинство таких растворителей заключается в родстве соединений, входящих в их состав, с нефтью, а также в доступности сырьевого обеспечения. Они, как правило, добываются или получаются в нефтяных районах, имеют низкую стоимость, не влияют на дальнейшие процессы переработки нефти. Химический состав удалителей этой группы представлен в основном легкими фракциями парафиновых углеводородов С3 — С6. Однако эффективность их невысока, так как смолы, а тем более асфальтены плохо растворимы в органических соединениях этого класса. Поэтому при удалении парафинов из призабойной зоны скважин возможно отложение асфальтенов в порах пласта, что в конечном итоге снижает его фильтрационные характеристики. Несмотря на столь существенные недостатки, реагенты этой группы имеют практическое применение в связи со своей доступностью. Смесь органических соединений с ПАВ – для увеличения эффективности удалителей АСПО предложены составы, содержащие углеводородный растворитель и различные поверхностно-активные вещества (ПАВ). ПАВ, вводимые в составы в количестве до 3%, повышают поверхностную активность растворителей и эффект диспергирования АСПО. Органические композиции целенаправленного смешения - для получения растворителей, обладающих комплексным действием, и увеличения их эффективности, разработаны составы на основе различных классов органических соединений. К ним можно отнести керосиновый дистиллат или керосиновую фракцию с ацетоном, спирты и кетоны в смеси с керосином, и т.п. Растворители на водной основе и многокомпонентные смеси - растворители этого типа можно классифицировать как моющие смеси, так как их действие сводится в основном не к растворению составляющих АСПО, а к их диспергированию и отмыву. В состав моющих средств, как правило, входят различные оксиалкилированные продукты, щелочи, электролиты, спирты, кислоты и другие компоненты. Растворители на основе сырья производств нефтехимии и нефтепереработки - в последние годы наметилась тенденция в поиске дешевого и эффективного углеводородного сырья из числа вторичных ресурсов химии, нефтехимии и нефтепереработки. Такие реагенты, как керосиновая фракция и промежуточный продукт установок комплексной подготовки нефти, как и реагенты природного характера, имеют локальное применение. По эффективности керосиновая фракция мало отличается от природных продуктов, а в некоторых случаях даже менее эффективна, так как содержит предельные углеводороды с числом углеродных атомов более 6. Их растворяющая способность по отношению к парафинам ниже, чем для углеводородов с числом углеродных атомов С3 — С6. Однако керосин можно применять для обработки призабойных зон, так как степень высаживания асфальтенов из нефти у него значительно ниже, чем в случае применения углеводородов с числом атомов С3 — C6. Таблица 2 Пример растворимости АСПО
* - растворимость определялась на образцах АСПО различных месторождений Западной Сибири. За 1 принимается растворимость АСПО в газовом бензине которая равна при 70оС — 50 г/л. Как хорошо видно из таблицы с сростом содержания в растворителе ароматических углеводородов происходит значительный рост растворимости АСПО до 2,5 раз. Однако при достижении содержания ароматических углеводородов в 25% дальнейшего увеличения растворимости не происходит. Наличие ароматических углеводородов позволяет эффективно растворять асфальтено-смолистые вещества, которые мало или не растворимы в парафиновых углеводородах. Наряду с высокой растворяющей способностью к растворителям АСПО предъявляется ряд требований: стабильность состава и свойств при хранении и нагревании; однородность состава, приемлемая испаряемость; низкая растворимость в воде и воды в растворителе; отсутствие коррозирующего действия на аппаратуру в чистом виде и в виде смеси с водой и водяными парами; низкая токсичность; приемлемая пожаро- и взрывоопасность; низкая стоимость и отсутствие дефицита. В настоящее время промышленность не предлагает растворителей, удовлетворяющих всем этим требованиям одновременно, однако, данные требования являются критериями при оценке качества удалителей, выбора областей и условий применения. Выбор растворителя и технология его применения индивидуальны для каждого объекта. Работы по совершенствованию химических методов борьбы с отложениями направлены на создание более эффективных растворителей и технологий их использования. В условиях все возрастающей дороговизны применяемых эффективных многокомпонентных растворителей АСПО все больший интерес приобретают растворители на основе отходов нефтехимии и нефтепереработки. Наряду с вышеперечисленными требованиями к растворителям на сегодняшний день предъявляется требование многократного использования растворителя при промывке нескольких скважин. Особо остро данная проблема стоит для месторождений, находящихся территориально далеко от нефтехимических производств. Пока промышленность таких растворителей не предлагает. Разработка таких растворителей на наш взгляд актуальна. Решение такой задачи значительно снизит затраты, связанные с удалением АСПО. 3.4. Выбор растворителя АСПО Состав и прочность АСПО зависят от природы и свойств нефти, технологии и геолого-физических условий разработки месторождений. Как правило АСПО представлен следующими компонентами: 40-60% твердого парафина, не более 10% кристаллического парафина, 10-56% смол и асфальтенов, вода, песок и неорганические соли. Растворители подбираются чисто эмпирически, научные основы направленного подбора разработаны недостаточно. Это связано с недостатком информации о структуре и свойствах отложений, малой изученностью механизма взаимодействия нефтяных дисперсных систем с растворителями. Таким образом, подобранные в лабораторных условиях растворители часто не могут оправдать ожидаемые результаты при их использовании на промысле. При прочих равных условиях (газовый фактор, давление насыщения нефти газом, термодинамические условия, режим эксплуатации скважины) именно состав и свойства нефти и АСПО определяют выбор композиции для предотвращения их выпадения и для удаления образовавшихся отложений. Анализ отложений на НКТ показывает, что даже близкие по характеристикам нефти могут значительно различаться по составу АСПО. Кроме того, состав АСПО неодинаков в разных точках отбора проб и изменяется во времени. Промысловой практикой установлено, что для низкодебитных скважин более эффективны химические методы, при средних дебитах – механические и тепловые методы, при высоких дебитах – защитные покрытия. В целом растворители АСПО в скважинах следует применять при: низких дебитах; невысокой обводненности; высоких давлениях насыщения нефти газом (более 10-11 Мпа); высоких значениях температуры насыщения нефти парафином; высокой газонасыщенности нефти (Гн 60 м3/т); высоком содержании тугоплавких парафинов, церезинов; высоком соедржании асфальтеносмолистых веществ. Для выбора наилучшего реагента следует провести классификацию скважин, осложнённых АСПО, с учетом химической природы парафиноотложений. Тогда, пользуясь данными анализа отложений и таблицей эффективности действия удалителей и ингибиторов в зависимости от типа скважины, можно предположить эффектную композицию, не выполняя длительных поисковых работ и сведя опыт лишь к контрольной проверке выбранного реагента. Классификация скважин осуществляется с учетом соотношения неполярных (асфальтены, смолы) и полярных (твердые парафины) компонентов в отложениях. 4. Технология ОПЗ скважины растворителем АСПО Для проведения ОПЗ скважины растворителем АСПО требуются произвести следующие расчеты: Радиальный размер призабойной зоны пласта (далее – ПЗП), в пределах которого давление меньше или равно давлению насыщения1 формула 2: Rпзп = R   r где: Rk - условный радиус контура питания (условно берется половина расстояния между скважинами), м; а =  ;Р нас - – давление насыщения, МПа; Рзаб – забойное давление, МПа; Рпл – пластовое давление, МПа; rc – радиус скважины, м. Объем растворителя (V, м3), закачиваемого в скважину для обработки ПЗП формула 3: V = π m h ( R пзп2 - r ), где: m– пористость, д.ед.; h – эффективная толщина продуктивного пласта, м. При закачке растворителя в ПЗП используются стандартные способы и оборудование для обработки ПЗП. Технологическая схема закачки растворителя в ПЗП представлена на рисунке:  Рис.2 Технологическая схема закачки растворителя в ПЗП 1 – автоцистерна с раствором удалителя АСПО; 2 – насосный агрегат; 3 - затрубная задвижка; 4 – выкидная линия; 5 – скважинный штанговый насос; 6 – продуктивный пласт; А – зона проникновения растворителя АСПО; Б – зона проникновения продавочной жидкости Технологические схемы применения растворителя определяются условиями разработки месторождений, способом эксплуатации добывающих скважин, физико-химическими свойствами АСПО, расположением и интенсивностью их образования. Для очистки призабойной зоны скважины от АСПО рекомендуются два основных варианта. Первый вариант. Наиболее простой, но и менее эффективной, не требующей специального оборудования, является технология создания углеводородной ванны в призабойной зоне пласта. При осуществлении данной технологии расчетное количество растворителя закачивается в призабойную зону пласта и выдерживается в течение 8 часов. Процесс растворения АСПО протекает в статическом режиме. Скважина осваивается обычным порядком. Второй вариант. Более эффективной является технология обработки скважины растворителем в динамическом режиме. Данная технология обеспечивает полное насыщение растворителя удаляемыми АСПО. Возможны две модификации такой технологии: первая заключается в закачке растворителя в пласт и осуществлении протекания процесса растворения АСПО в динамическом режиме. Последовательность обработки скважины в этом случае следующая: 1. Перед проведением работ провести исследование скважин. 2. Провести входной контроль качества используемого растворителя на соответствие его техническими условиями. 3. Произвести обвязку устья скважины. Схема обвязки должна обеспечить создание циркуляции растворителя по схеме «НКТ - затрубное пространство - НКТ». 4. Закачать растворитель в призабойную зону пласта и выдержать под избыточным давлением (давление закачки) 1 час. Закачку растворителей осуществлять при давлениях, не превышающих давление опрессовки эксплуатационной колонны скважины. 5. Сбросить давление до атмосферного и выдержать 30 минут. 6. Создать избыточное давление и выдержать в течение 1 часа. 7. Повторить операции под порядковыми номерами 1,2,3. Количество циклов определяется общим временем нахождения растворителя в пласте (8 часов = 5-6 циклов). 8. Произвести промывку скважины и выкидных линий. Промывку осуществлять при повышении линейного давления на 30-40 % от нормального. 9. Освоить скважину имеющимися средствами, например УОС или свабом и пустить в работу обычным порядком. Сущность второй технологии заключается в закачке растворителя в пласт с последующим ступенчатым изменением давления на забое скважины с общей тенденцией к снижению во времени. Это обеспечивает движение растворителя и продуктов растворения (диспергированных частиц АСПО) по направлению к забою скважины в процессе самой обработки. Технология обработки включает в себя следующие этапы: 1. Закачать растворитель в призабойную зону пласта и выдержать под избыточным давлением (давление закачки) 1 час. 2. Сбросить давление до атмосферного и выдержать 30 минут. 3. Создать избыточное давление на устье скважины на 10-15% ниже первоначального и выдержать в течение 1 часа. В такой последовательности проводятся все циклы обработки пласта растворителем. При этом в каждом последующем цикле давление выдержки растворителя в пласте снижается на 10-15% от предыдущего. Обработка пласта прекращается после снижения давления выдержки растворителя в пласте до давления гидростатического столба жидкости. 5. Анализ экономической эффективности Внедрение мероприятий по обработке призабойной зоны в процесс добычи нефти по скважине, участку или месторождению сопровождается изменениями следующих технологических показателей в течение определенного периода: добычи нефти (тыс.т); добычи жидкости (тыс.т); обводненности добываемой продукции. Изменение добычи нефти (увеличение) при внедрении мероприятий возможно за счет: снижения обводненности продукции при сохранении уровня добычи жидкости на том же уровне; за счет увеличения добычи жидкости. Учитывая, что изменение обводненности продукции является следствием изменения добычи нефти и жидкости, определение эффекта от изменения добычи нефти и жидкости учитывает эффект от изменения обводненности. Проведение мероприятий всегда сопровождается изменением текущих затрат на добычу нефти, что учитывается при расчете экономической эффективности ОПЗ. 6. Практическое применение растворителя АСПО OBSENOL RM 45 6.1. Общие сведения Растворители линейки OBSENOL RM, предназначены для удаления АСПО в нефтяных скважинах и трубопроводах, обработки призабойных зон пластов добывающих скважин с целью интенсификации добычи жидкости (в том числе при кислотных обработках), обработки ПЗП скважин систем ППД для увеличения приемистости. Представляют собой смесь алифатических, нафтеновых и ароматических углеводородов (фракций легких углеводородов) с добавлением ПАВ и полярных неэлектролитов. В линейке растворителей АСПО разработаны 13 марок реагентов. Разработчиком таких растворителей является Группа Компания «ТЕХНОТЭК», которая успешно функционирует на рынке с 1995 года. В структуру Компании входит сервисное подразделение, специализирующееся на оказании сервисных услуг в нефтяной и газовой промышленности, а также подразделение, занимающееся разработкой, производством и поставкой нефтехимической продукции нефтегазодобывающим предприятиям. Компания «ТЕХНОТЭК» имеет свои научно-аналитические лаборатории (НАЛ), в них осуществляется разработка и производство рецептур под конкретные геолого-технические условия. Разрабатываются образцы реагентов, используемых в процессе добычи и транспортировки нефти: ингибиторы, диспергаторы, растворители, солеудалители, деэмульгаторы, гидрофобизаторы, кислотные составы, солевые растворы, гелевые системы, суспензии, эмульсии, блокирующие составы. На сегодняшний день в производственной линейке представлены 22 зарегистрированные марки химических реагентов с полным комплектом сертифицированных документов для применения на месторождениях нефтегазодобывающих предприятий. Группа Компаний «ТЕХНОТЭК» на протяжении нескольких лет тесно сотрудничает с АО «СНПХ». В 2018 году между Компаниями заключен Договор на оказание услуги по обработке призабойной зоны скважины на территории Сахалинской области, который является действующим на сегодня. 6.2. Применение OBSENOL RM-45 в ООО «РН-Пурнефтегаз» 6.2.1 Анализ АСПО на месторождениях ООО «РН-Пурнефтегаз» ООО «РН-Пурнефтегаз» – дочернее общество ПАО «НК «Роснефть», ведет разработку нефтяных и газовых месторождений в Ямало-Ненецком автономном округе. Основано в 1986 году для освоения группы нефтегазовых месторождений в приполярной зоне Ямало-Ненецкого автономного округа. Разрабатываемые месторождения характеризуются высоким этажом нефтегазоносности с чередованиями нефтяных, нефтегазовых, газовых и газоконденсатных залежей. Границы деятельности ООО «РН-Пурнефтегаз» простираются на 185 км с востока на запад и на 150 км с севера на юг и осуществляет хозяйственную деятельность на 13 лицензионных участках, к которым приурочено 12 нефтегазоконденсатных месторождений. В орогидрографическом отношении территория представляет собой слегка всхолмленную (абс.отм. +33 до +80 м), заболоченную, с многочисленными озерами равнину. В районе работ развита вечная мерзлота, имеющая островной характер и различную глубину распространения. Мерзлота образует водонепроницаемый слой в почве, который задерживает поверхностные воды в период сезонного оттаивания и препятствуют высыханию почвы. Поданным электрокаротажа скважин 76 и 85 нижняя ее граница прослеживается на глубинах 226-256 м. Суровые природо-климатические условия делают район труднодоступным для освоения. Для испытания реагента OBSENOL RM-45 на эффективность удаления АСПО была отобрана проба отложения с напорного нефтепровода «УПВС Северно-Харампурского месторождения – ЦПС Тарасовского месторождения» (дата отбора проб 02.12.2010г.). Этап 1. Анализ пробы АСПО по основным показателя представлен в таблице № 3: Таблица № 3 Результаты проведения анализа АСПО
По составу АСПО можно классифицировать следующим образом: 1. По содержанию парафинов отложения относятся к высокопарафинистым (парафинов более 20%); 2. По содержанию смол – к смолистым (смол более 3%). Парафины принимают непосредственное участие в образовании отложений и составляют около 70% их компонентного состава. При немедленном охлаждении парафиносодержащей нефти образуются пластинчитые кристалы правильной ромбовидной формы больших размеров, при быстром охлаждении образуются игольчатые кристаллы. Пластинчатые кристаллы хорошо удерживаются во взвеси в жидкой фазе и не выпадают в осадок, игольчатые же кристаллы тяжелее удерживаются в нефти и оседают на поверхность оборудования. Представленный образец АСПО относятся к сверхвысокопарафинистым. Во время добычи, транспортировки и хранения нефти, парафины осаждаются из сырой нефти, образуя большие, связанные друг с другом кристаллы, которые приводят к осложнениям, а в худшем случае к полной остановке потока. Парафины с меньшим молекулярным весом имеют низкую температуру плавления. В данном случае, парафины представлены в основном с увеличенным (от 20 до 25) число углеродных атомов, что приводит к увеличению температуры плавления. Содержание твердых парафинов максимально (83,72%). Такая нефть имеет неудовлетворительные транспортные характеристики, что может привести к образованию парафинистых отложений, возрастанию давления, и как следствие остановке скважины /линии. 6.2.2. Исследование влияния реагента на эффективность удаления АСПО Реагент OBSENOL RM-45 прошел лабораторные испытания в ООО «РН-УфаНИПИнефть» и показал высокую эффективность по растворению АСПО (97%). Проведение лабораторных исследований в лаборатории ООО «ГК «ТЕХНОТЭК»: оценка способности растворителя OBSENOL RM-45 разрушать структуру отложившихся АСПО проведена по методике, рекомендованной вышеназванной лабораторией. Сначала определяют массу навески АСПО с точностью до 0,001г (вес АСПО не более 5г). Далее образец АСПО перемещается в предварительно взвешенный тигль Гуча, как показано на рисунке № 3:  Рис. 3. Тигль Гуча для растворения АСПО Затем приливают 100% растворитель АСПО OBSENOL RM-45. Количество растворителя рассчитывают относительно массы АСПО как 1:10. Растворение проводят без нагрева. В опыте участвует только магнитная мешалка, представленная на рисунке № 4  Рис.4. Растворение АСПО. Общий вид Продолжительность опыта составляет от 01 до 02 часов. Каждые 15 минут стаканчик с пробой достают, дают стечь жидкости (5-10 минут), затем взвешивают. Результаты фиксируются в журнале. По истечении указанного времени рассчитывается масса остатка АСПО в тигле Гуча. Оценка эффективности растворителя проводится по количеству перешедшего в раствор АСПО, выраженного в процентах. Чем выше эта величина, тем эффективнее растворитель.  где, E аспо – эффективность растворителя, Gаспо – масса отложений до эксперимента, г., Gост – масса отложений после эксперемента, г. За результат анализа Eаспо ср принимают среднее арифметическое значение результатов двух параллельных значений Е1 и Е2: Eср =  , гРезультаты по растворению АСПО представлены в таблице № 4 и на рисунке № 5: Таблица № 4
 Рис. 5. Результаты растворения АСПО. Как видно, OBSENOL RM-45 эффективно разрушает АСПО, через 40 минут на сите остались только механические примеси (продукты коррозии), отложения полностью переходят в раствор. Эффективность реагента составила 95%, остальную массу 5% занимаю механические примеси. 6.2.3. Критерии эффективности действия реагента OBSENOL RM-45 Стабильность технологических параметров работы скважин и коллекторов (давление в выкидных линиях, дебит скважины, отсутствие отключений по ЗП (заклинивание), ЗСП (срыв подачи), линейное давление трубопроводов); Отказ от проведения обработок с использованием товарной нефти; Увеличение МОП по сравнению с МОП горячих обработок на 30%; Отказ от скребкования; Отсутствие роста давления в коллекторе скважины; Экономическая эффективность относительно обработок товарной нефтью и скребкования до обработок реагентом. 6.2.4. Результаты ОПИ В период с 11.05.2011г. в рамках программы ОПИ проведены работы на 13 объектах (7 объектов по технологиям предотвращения и 6 объектов по обработке ОПЗ с применением удалителей АСПО). Результаты испытания признаны успешными в сравнении с использованием товарной нефти и скребкованием по следующим объектам: скважины 1664, 3126 Тарасовского месторождения, коллектор куста 33,25 Барсуковского месторождения. По данным объектам достигнуты следующие результаты: по программе удаления АСПО – отказ от использования товарной нефти при проведении работ по удалению АСПО и скребкованию лифтов НКТ. По скважине 2501 Комсомольского месторождения признать условно положительными в связи с обводненностью скважины до 72% и прекращения дальнейших работ по данной скважине. При проведении ОПЗ в качестве продавки растворителя была использована техническая (подтоварная) вода плотностью 1,01-1,02 и жидкость, находящаяся в обрабатываемом объекте (скважине) (далее – флюиды) плотностью 0,68-0,8. Исходя из анализа обработок на Тарасовском направлении (приложение 1) с использованием различных продавочных жидкостей, за период с 01.01.2012 по 29.02.2012 г, выявлено следующее: 1. После проведения обработок с использование в качестве продавочной жидкости технической воды Q нефти снижается, независимо от объема используемого реагента. 2. На объектах, где динамический уровень увеличивается, наблюдается снижение Q дебита жидкости, и как следствие в связи с большим объемом «технической воды» возникает эффект «глушения» скважины. 3. На скв. 1089 к.3 после проведения обработки с использованием тех.воды наблюдается отсутствие подачи. 4. При использовании в качестве «продавочной жидкости» флюидов проблемы, перечисленные в п.1-3 отсутствуют. Основными причинами отсутствия эффекта (уменьшения эффективности) при использовании технической воды в качестве «продавочной» жидкости является следующее: одним из основных свойств реагента ОBSENOL RM 45 является то, что процесс удаления АСПО с призабойной зоны пласта происходит в момент его соприкосновения с отложениями АСПО. Исходя из физических свойств ОBSENOL RM 45, следует, что в процессе использования продавочной жидкости, плотность которой превышает плотность самого реагента, поступление последнего к приему насоса замедляется, так как вода поступает вниз, а реагент остается сверху. В связи с чем происходят потери эффективности химического реагента. Использование флюидов (плотность которых меньше, равна или незначительно превышает плотность реагента) позволяет сохранить свойства ОBSENOL RM 45,увеличить скорость реакции реагента и снизить затраты, связанные с удалением АСПО, а также предотвращает снижение продуктивности скважин в послеремонтный период. Преимущества применения удалителя АСПО: простота реализации, при правильном подборе растворителя удаляются все АСПО. Также Заказчиком были выявлен ряд недостатков применения удалителя АСПО: высокая стоимость растворителя, увеличение процента обводненности по скважине после обработки, эксплуатация установки электроцентрабежного насоса во время обработки без достаточного охлаждения ПЭД. 6.3. Применение OBSENOL RM-45 в ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» 6.3.1. Описание месторождений и климатические условия Месторождения ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» в административном отношении находятся в Сахалинской области, в Ногликском и Охинском районах. Ближайшие крупные населенные пункты – п.г.т. Ноглики и г. Оха, расположенные между собой на расстоянии 240 км. Ближайшая железнодорожная станция расположена в п.г.т. Ноглики, аэропорты находятся в п.г.т. Ноглики и г.Охе. В Ногликском и Охинском районе в январе средняя температура колеблется от −16 до −24 °C. Самым теплым месяцем является август, когда средняя температура в северной части колеблется от +12 до +17 °C. Порывы ветра достигают до 30 м/с. Нефти месторождений, разрабатываемых ООО «РН-Сахалинморнефтегаз», характеризуются как высоковязкие, тяжелые, смолистые, парафинистые. Обводненность добывающих скважин находится в широком диапазоне и достигает от 2 до 98 %. Обводненность продукции скважин значительно влияет на интенсивность отложений АСПО. Так, при обводненности продукции скважины 35% и более на скважинах, оборудованных УЭЦН, на НКТ практически АСПО не откладываются. На скважинах, оборудованных СШНУ, интенсивность отложений АСПО тоже снижается по мере обводнения продукции, однако до 95% обводнения АСПО не перестают откладываться. Интенсивность АСПО прямо пропорциональна скорости потока, турбулентности потока, газовому фактору, шероховатости поверхности трубопровода, обратно пропорциональна вязкости нефти, температуре поверхности НКТ. Проблемы добычи нефти месторождений ООО «РН-Сахалинморнефтегаз» связаны с рядом сопутствующих осложнений: образованием большого количества АСПО. При решении проблемы парафиноотложений была поставлена задача изучения технологий обработки призабойной зоны скважины удалителями АСПО при различных нефтепромысловых условиях, которые включают, помимо транспортировки нефти при относительно невысоких давлениях (10-30 атм) и температурах (0 –400С), добычу нефти из скважин, имеющих достаточную глубину с повышенными термобарическими условиями. Пластовые давления ряда добывающих скважин могут достигать 200атм., а температуры на глубине спуска насосного оборудования -1500С. |