Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Повышение эффективности химических методов удаления АСПО на скважинном оборудовании ОАО «Удмуртнефть»

На территории Удмуртской Республики промышленная добыча нефти ведется уже более 50 лет. Продолжительная разработка месторождений постепенно приводит к снижению температуры пласта, обводнению скважинной продукции и утяжелению углеводородного состава нефти. Разрабатываемые ОАО «Удмуртнефть» нефтяные месторождения находятся на поздней стадии разработки и характеризуются высокой обводненностью продукции (до 99%) с образованием стойких водонефтяных эмульсий. Кроме того, нефть Удмуртии отличается повышенной вязкостью, высоким содержанием серы, асфальтенов, смол и парафинов. Образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на глубинно-насосном оборудовании (ГНО), колонне насосных труб и в промысловых нефтепроводах остается одной из ключевых проблем разработки «зрелых» месторождений, прошедших этап добычи «легкой» нефти.

С учетом недостатков применяемых в Компании методов удаления АСПО в рамках проведенных исследований автором был разработан новый эффективный способ удаления АСПО с рабочих органов ГНО, лифта НКТ и нефтесборных трубопроводных систем, позволяющий сократить время на проведение обработки и расход химического реагента до двух раз.

06.01.2018 Инженерная практика №11/2017
Блябляс Александр Николаевич Аспирант Института прикладной механики Уральского отделения РАН

Рис. 1. Структура осложненного фонда ОАО «Удмуртнефть»
Рис. 1. Структура осложненного фонда ОАО «Удмуртнефть»

Доля скважин, потенциально осложненных АСПО, превышает 50% действующего добывающего фонда ОАО «Удмуртнефть» (рис. 1). К осложненному фонду (ОФ) относятся скважины, в которых за два предыдущих года (24 месяца) происходили отказы ГНО по определенному виду осложнения. На разрабатываемом Компанией Киенгопском месторождении АСПО начинают образовываться на стадии подъема жидкости на поверхность, при понижении температуры ниже температуры насыщения парафиновыми веществами (табл. 1). Выделившиеся из нефти асфальтены, сокристаллизуясь со смолами и парафинами, образовывают отложения на ГНО, лифтах скважин, выкидных линиях и нефтесборных коллекторах (табл. 2). При среднем содержании парафинов в нефтепродуктах (3,2%) температура насыщения парафином составляет 18-20°С.

Таблица 1. Свойства пластовой нефти Киенгопского м/р
Таблица 1. Свойства пластовой нефти Киенгопского м/р
Таблица 2. Характеристика образца АСПО из скважины Киенгопского м/р
Таблица 2. Характеристика образца АСПО из скважины Киенгопского м/р

В зависимости от содержания основных компонентов, входящих в состав отложений, АСПО классифицируют на четыре типа [1]: асфальтеновый – П/(А+С)<1; парафиновый – П/(А+С)>1; смешанный – П/(А+С)≈1.

На сегодняшний день существует множество технологий и способов удаления и предотвращения образования АСПО (рис. 2), каждая из которых обладает своими достоинствами и недостатками. К сожалению, ни один из существующих способов ингибиторной защиты не может полностью исключить образование отложений, а лишь способен увеличить межочистной период объекта обслуживания.

Рис. 2. Классификация методов удаления АСПО
Рис. 2. Классификация методов удаления АСПО

Известно, что наибольшей эффективностью при удалении АСПО обладают углеводородные растворители – композиционные смеси ароматических и алифатических углеводородов [2]. В то же время растворитель АСПО – это один из самых дорогостоящих химических реагентов в нефтехимии, что значительно повышает стоимость депарафинизации объектов обслуживания.

ПРИМЕНЯЕМЫЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ С АСПО В ОАО «УДМУРТНЕФТЬ»

На сегодняшний день одним из эффективных химических методов удаления АСПО, применяемых в ОАО «Удмуртнефть», служит использование растворителей известных марок. На основании опытно-промысловых испытаний определена минимально эффективная дозировка растворителя на одну операцию, равная 500 кг, с последующей продавкой через насос промывочным агрегатом и выдержкой в насосе и колонне НКТ на время реакции растворителя.

Рис. 3. Скорость растворения пробы АСПО из скважины Киенгопского месторождения растворителем Obsenol RM45
Рис. 3. Скорость растворения пробы АСПО из скважины Киенгопского месторождения растворителем Obsenol RM45

Основной недостаток данной технологии заключается в ухудшении растворяющей способности реагента в зоне статического контакта с АСПО после остановки насоса. Время контакта растворителя и отложений может достигать от нескольких часов до суток и более. Чем больше время статического контакта, тем ниже скорость растворения АСПО (рис. 3).

Таблица 3. Эффективность растворения АСПО растворителем Obsenol RM45
Таблица 3. Эффективность растворения АСПО растворителем Obsenol RM45

Эффективность по отношению к углеводородной фазе должна быть не менее 95%, однако в лабораторных условиях растворитель не обеспечил требуемый уровень удаления АСПО (табл. 3). Определение скорости растворения образцов АСПО в растворителе длилось на протяжении шести часов при температуре 20°С в соотношении «растворитель / АСПО» = 10/1.

Наиболее распространенная и в значительной мере более дорогая технологическая схема обработки скважины растворителем подразумевает закачку реагента в затрубное пространство в объеме 1-1,5 м3, после чего производится переобвязка скважины по схеме «затрубное пространство – НКТ». Скважина переводится в режим самоциркуляции на срок от 4 до 10 часов. Продукты обработки после выдержки растворителя направляются в выкидную линию. При проведении работ по данной схеме происходит циркуляция свежего агента в зоне контакта «растворитель – АСПО». Так как объем используемого растворителя достаточно велик, в зону контакта постоянно поступает свежий растворитель.

Основная отличительная «особенность» данного способа удаления АСПО – это высокая стоимость обработки, так как стоимость растворителей АСПО колеблется в диапазоне от 70 до 140 тыс. руб. за тонну. Кроме того, с помощью этого способа невозможно оперативно восстановить работу ГНО при «жестком заклинивании» и «подплывании штанг» без бригады КРС, ввиду малого объема закачиваемой жидкости.

НОВАЯ МЕТОДИКА УДАЛЕНИЯ АСПО

Важно отметить, что АСПО на месторождениях Удмуртской Республики характеризуются тугоплавкостью из-за смешанного типа структуры и повышенного содержания асфальтенов. Термохимическая обработка (ТХО) в полной мере не обеспечивает разрушение структуры и вынос асфальтеновых составляющих.

Рис. 4. Комбинированная технология проведения «ТХО-РАСПО»
Рис. 4. Комбинированная технология проведения «ТХО-РАСПО»

С целью повышения эффективности обработки от АСПО, снижения минимально эффективной дозировки реагента, а также сокращения времени на проведение операции, автором была предложена комбинация методов динамической термохимической обработки горячей водой с циклической закачкой углеводородного растворителя (РА). Попеременная циркуляция объемов теплоносителя и растворителя в скважинах с невысоким динамическим уровнем над приемом насоса будет способствовать прогреву колонны труб НКТ, повышению температуры растворителя, активному плавлению АСПО и выносу продуктов в выкидную линию. Сущность метода заключается в осуществлении закачки пресной горячей воды объемом 10-12 м3 и температурой 65-70°С в затрубное пространство скважины с помощью цементировочного агрегата ЦА320 (рис. 4). Данные объем жидкости и температура достаточны для прогрева стенки НКТ на глубину скважины до 600 м, а также расплавления и выноса парафиновых составляющих АСПО.

Прогрев колонны НКТ осуществляется в процессе закачки горячей воды в затрубное пространство скважины. Для передачи тепла от теплоносителя колонне труб НКТ отсутствует необходимость полного заполнения затрубного пространства горячей водой в полном объеме. Этим и вызван низкий расход теплоносителя.

После прокачки теплоносителя по лифту скважины цементировочный агрегат ЦА-320 прекращает работу, а в затрубное пространство осуществляется закачка растворителя с последующей продавкой водным раствором на прием насоса. Растворитель не успевает подняться вверх по потоку жидкости из-за разности плотностей в связи с тем, что продавка осуществляется на четвертой передаче насосного агрегата с расходом жидкости до 26 л/с.

Известно, что при повышении температуры растворителя его растворяющая способность возрастает. При прохождении растворителя по прогретому межколонному пространству с дополнительной продавкой горячим теплоносителем происходит теплообмен, благодаря чему температура растворителя также повышается, что положительно отражается на эффективности обработки.

С помощью работы ГНО «пробка» растворителя поднимается по лифту скважины, обеспечивая растворение, отмыв и вынос тугоплавких парафиновых составляющих, тяжелых смол и асфальтенов. В случае, если производительность насоса превышает 20 м3/сут, после попадания растворителя на прием ГНО останавливается для «выдержки» растворителя в насосном оборудовании и лифте скважины в течение 30-60 минут.

Данная технология позволяет снизить затраты на химический реагент за счет замещения части объема растворителя теплоносителем. Кроме того, благодаря эффекту «большеобъемной» ТХО-обработки технология позволяет оперативно восстанавливать работоспособность скважины при «жестком заклинивании» и эффекте «подплывания» полированного штока, а также снизить потери нефти при отсутствии отбора жидкости из пласта при продолжительной циркуляции порции растворителя в режиме «самоциркуляция».

Таблица 4. Исходные данные для расчета в САПР Aspen HYSYS
Таблица 4. Исходные данные для расчета в САПР Aspen HYSYS

Для подбора оптимального объема теплоносителя и универсального растворителя, подходящего для большинства скважин ОАО «Удмуртнефть», при помощи средств автоматизированного проектирования (САПР) Aspen HYSYS было смоделировано циклическое движение теплоносителя в виде горячей пресной воды и углеводородного растворителя типа «Эфрил-317Д», «Пральт НК-3У» плотностью 760-900 кг/м3 (табл. 4).

На основании математического моделирования установлено, что для удаления отложений толщиной до 6 мм при осложнениях на средней глубине скважин, равной 600 м, достаточно будет провести ТХО с объемом 10-12 м3 с последующей закачкой растворителя с дозировкой 200-350 кг/опер.

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

Апробация предлагаемой технологии проводилась в добывающей скважине Киенгопского месторождения. Для удаления (обработки) АСПО проводилась закачка растворителя объемом 500 кг/опер. с последующей продавкой в насос и статической выдержкой в течение 4-6 часов. Межочистной период составлял 30 сут, рабочие нагрузки на головку балансира – 4,0-4,2 тонны.

Рис. 5. Показания динамографа от 02.07.2017
Рис. 5. Показания динамографа от 02.07.2017
Рис. 6. Показания динамографа от 03.07.2017
Рис. 6. Показания динамографа от 03.07.2017
Рис. 7. Показания динамографа от 29.07.2017
Рис. 7. Показания динамографа от 29.07.2017
Рис. 8. Показания динамографа от 30.07.2017
Рис. 8. Показания динамографа от 30.07.2017

В связи с интенсивным образованием АСПО в ходе исследований фиксировался регулярный рост нагрузок. Так, 2 июля динамограф зафиксировал рост нагрузок на головку балансира до 5,5 тонн (рис. 5).

На следующий день была проведена обработка растворителем в объеме 500 кг/опер. с продавкой в насос и статической выдержкой в течение четырех часов. В этот же день динамограф зафиксировал снижение максимальных нагрузок с 5,5 до 4,5 тонн (рис. 6).

В связи с остановкой ГНО на время реакции растворителя (четыре часа) потери в добыче нефти составили 1,5 тонны. После обработки нагрузки снизились до 4,5 тонн.

В конце месяца (29.07.2017) мы вновь зафиксировали рост нагрузки на головку балансира до 4,8 тонн (рис. 7). После этого была проведена внеочередная обработка с опережением графика по технологии «ТХО-РАСПО». Спустя сутки динамограф зафиксировал снижение максимальных нагрузок с 4,8 до 4,0 тонн (рис. 8).

Во время проведения обработки по технологии «ТХО-РАСПО», простоя ГНО не возникло.

Подбор наиболее эффективных дозировок, марок реагента и скорости удаления АСПО может быть выделен в отдельную задачу.

ВЫВОДЫ ПО ИТОГАМ РАБОТ

На основании проведенных исследований можно сделать следующие выводы. Автором разработана технология удаления АСПО, позволяющая сократить время на обработку объекта и выполнить очистку скважины без остановки насосного оборудования. В ходе математического моделирования установлено, что для удаления АСПО толщиной до 6 мм при средних глубинах отложений 600 м достаточным будет проведение ТХО в объеме 10-12 м3 с последующей закачкой растворителя 200-350 кг/опер.

Работоспособность данной технологии была подтверждена экспериментальным путем. На конкретном объекте доказано, что эффективность применения технологии «ТХО-РАСПО» на 11,5% эффективнее действующей технологии термохимической обработки с использованием пресной воды.

Разработанная технология замещения 50% растворителя теплоносителем позволит сократить затраты на проведение операций по удалению АСПО.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Иванова Л.В. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011. №1. С. 268-284.
  2. Миллер В.К. Комплексный подход к решению проблемы асфальтосмолопарафиновых отложений из высокообводненных нефтей (на примере нефтей месторождений Удмуртии): дисс. на соиск. учен. степ. канд. хим. наук, Диссертация на соискание ученой степени кандидата химических наук, Москва, 2016.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Оборудование производства ООО «ЭЛКАМ» для добычи нефти в осложненных условиях
Итоги работы с механизированным фондом скважин ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» за 2012-2016 годы
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №12/2017

Инженерная практика

Выпуск №12/2017

Промысловые трубопроводы. Разработка месторождений. Механизированная добыча нефти
Волоконно-оптический мониторинг трубопроводовМеталлические сборно-разборные трубопроводыРотационная сварка трубопроводов трениемЗащитные покрытия, защита трубопроводов от коррозии и биокоррозииРемонт и противоаварийная защита трубопроводовМоделирование и маркерная диагностика притока в горизонтальные скважины с МГРПВнедрение плунжерных глубинных насосов с канатными штангами
Ближайшее совещание
Трубопроводный транспорт
Трубопроводы — 2018
7-я Производственно-техническая конференция

Промысловые трубопроводы ‘2018. Обеспечение целостности и эффективности систем промыслового транспорта

13-14 февраля 2018 г., г. Пермь
Работа Конференции направлена на обмен опытом и анализ эффективности применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения, обсуждение опыта и технологий применения трубной продукции из различных сплавов и альтернативных материалов, проведение мониторинга и методов диагностики трубопроводов, в том числе: инфразвуковая система мониторинга, внутритрубная диагностика, методы определение утечек и несанкционированных врезок в нефтепроводы с применением беспилотных летательных аппаратов, а так же другим актуальным вопросам эксплуатации системы трубопроводного транспорта.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — февраль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

12 – 16 февраля 2018 г, г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.