Химические методы. Для предупреждения отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании наиболее эффективным и применяемым в промышленных масштабах в настоящее время является химический способ борьбы с использованием ингибиторов солеотложения.

В зависимости от зоны и условий отложения солей ингибиторы применяют по различным способам подачи:

• 
  периодическая закачка реагента в затрубное пространство скважины – жидкий реагент периодически закачивается в затрубное пространство. Объем закачиваемого реагента определяется объемом затрубного пространства до глубины подвески НКТ или насоса;
  
• 
  непрерывная подача реагента в затрубное пространство скважины – применяется при отложении солей выше приема насоса или башмака НКТ;
  
• 
  дозирование с помощью устьевого дозатора в затруб дозатором типа УДЭ (защита от приема до устья);
  
• 
  дозирование с помощью устьевых дозаторов в заданную точку по капилляру;
  
• 
  периодическая задавка реагента в призабойную зону пласта – применяется в случае отложения солей в призабойной зоне продуктивного пласта и подземном оборудовании;
  
• 
  применение погружных скважинных контейнеров с реагентом (защита от ПЭД до устья);
  
• 
  размещение ингибитора (шашки, капсулы) на забое скважины в зумпф (защита от забоя до устья).
  

Для доставки реагента в пласт применяются следующие основные способы:

• 
  дозированная подача реагента в пласт через систему ППД – осуществляется на кустовых насосных станциях с помощью дозировочных насосов. При данном способе закачки необходимо подбирать ингибиторы с низкой адсорбционной способностью ингибитора в пласте;
  
• 
  введение ингибиторов с жидкостью гидроразрыва при ГРП;
  
• 
  введение ингибиторов с проппантом при ГРП;
  
• 
  совмещение кислотных обработок с введением ингибитора;
  
• 
  введение ингибитора с жидкостью глушения.
  

Методы удаления неорганических солей делятся на химические и механические.

Химические, в свою очередь, делятся на растворение соляной кислотой с добавлением NaCl или без него.

Механические - это разбуривание, скреперование эксплуатационной колонны.

---

Для контроля осуществляемых закачек и выносом ингибитора из скважин определяется остаточное содержание ингибитора солеотложения в попутно-добываемых водах. Контроль за выносом ингибитора солеотложения выполняется по методике определения остаточного содержания ингибитора солеотложения.

Контроль качества работ обработки призабойной зоны должен осуществляться путем отбора проб продукции скважин с периодичностью 15 дней после обработки до прекращения выноса ингибитора из пласта. При содержании ингибитора в попутно - добываемой воде менее 5 г/л скважину, по необходимости, переводят на защиту методом периодической закачки расчетного количества ингибитора в затрубное пространство.

Перспективными методами подачи ингибитора солеотложений являются погружные скважинные контейнеры.

В настоящее время разработаны конструкции и выпускаются контейнеры скважинные (КСТР - контейнер скважинный с твердым реагентом, КСКР - контейнер скважинный с капсулированным реагентом), предназначенные для доставки ингибиторов солеотложений в скважину, его последующего дозированного растворения и подачи в откачиваемую жидкость с целью предотвращения неорганических отложений на рабочих органах и поверхности погружного оборудования.

КСТР, КСКР применяются в составе погружного оборудования в нефтяных скважинах с повышенным солеотложением.

В течение 2009 года на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз» испытывались низкоадгезионные установки ЭЦН ООО «Ижнефтепласт». Из 11 спущенных установок 5 отказали (при разборе обнаружены отложения карбонатов кальция) со средней наработкой 141 сут., по предыдущему оборудованию – 78 сут. Данное оборудование без применения ингибиторов не может в полной мере защитить от солеотложений.

---

Мероприятия по предупреждению выпадения парафина

Нефти пластов Южно-Ягунского месторождения парафинистые (в среднем до 2.9%), малосернистые (в среднем до 1.21%), легкие (плотность нефти в поверхностных условиях составляет 830-0.853 кг/м³).

Выпадение любого вещества в осадок происходит в том случае, когда концентрация этого вещества в растворе превышает равновесную концентрацию. Такие условия возникают в результате изменения термобарических параметров в системе нефть-вода-газ.

В значительной степени парафинизация оборудования зависит от состава и физико-химических свойств нефтей. Интенсивное парафиноотложение характерно для легких нефтей, нефтей с высоким содержанием парафина и бензиновых фракций, незначительной обводненностью продукции, высоким газовым фактором, высокой температурой насыщения нефти парафином, высокой температурой плавления парафина. Образование отложений АСПО существенно зависит от характеристики поверхности труб. Высокая ее полярность препятствует, а шероховатость до высоты гребней 7-9 мкм, наоборот, способствует образованию парафиновых отложений.

Поскольку нефти Южно-Ягунского месторождения относятся к категории легких, парафинистых, в результате изменения термобарических параметров в системе нефть-вода-газ может происходить существенное охлаждение продукции при движении по стволу скважины и отложения парафина в лифтовых трубах, наземных трубопроводах и аппаратах.

Наибольшее количество скважин, эксплуатация которых может быть осложнена образованием АСПО, следует ожидать в начальный период разработки. При обводненности до 40% отложения парафина на поверхности НКТ сплошные, при более высокой обводненности наблюдаются парафиновые пробки. Увеличение содержания воды в добываемой продукции до 70-80% вызывает снижение процесса парафиноотложения, что связано с увеличением температуры газонефтяного потока и гидрофилизацией поверхности НКТ.

В настоящее время в промысловой практике применяются следующие методы защиты оборудования от парафинизации: механические; тепловые; химические; физические и комбинированные.

Механические методы. Применяются для удаления АСПО в добывающих скважинах скребками различной конструкции:

---

• 
  скребки переменного сечения – используют в фонтанных скважинах и скважинах с ЭЦН;
  
• 
  скребки-протяжки – служат для удаления парафиновых отложений из НКТ (ОАО «Оренбургнефть»);
  
• 
  «летающие скребки» - применяются для удаления парафина с внутренней поверхности НКТ при эксплуатации фонтанных и оборудованных ЭЦН и ЭВН скважин;
  
• 
  скребки-фрезеры – используют для удаления глухих парафиновых пробок;
  
• 
  скребки-центраторы – служат для удаления АСПО в скважинах с ШГН, они устанавливаются на штангах.
  

Механические методы являются наиболее дешевыми. Их применение увеличивает межочистной период скважин в 2-3 раза. Тем не менее, эти скважины периодически нуждаются в дополнительном применении тепловых методов и промывках растворителями.

Тепловые методы. Применяются для очистки НКТ с помощью горячей нефти при температуре 80-90⁰С, либо – горячей жидкостью с добавлением реагентов.

Однако тепловые методы не обеспечивают полного удаления АСПО со стенок НКТ и требуют дополнительных капитальных вложений.

Эффективность тепловых обработок возрастает, если в нефть добавлять растворители. Парафиновые отложения хорошо растворяются толуолом, гексаном и нестабильным бензином. В среднем при их применении на извлечение 1 т нефти расходуется 5-6 т теплоносителя. Сравнительно высокая себестоимость добычи нефти является одним из главных факторов, сдерживающих их широкое применение.

С целью повышения эффективности проведения технологических операций (обработки горячей нефтью, водой) по периодическому удалению АСПО применяются специальные промывочные муфты с клапаном (СПМК). При текущем ремонте СПМК спускают на колонне НКТ и устанавливают в начале интервала парафиноотложения. После пуска скважины в эксплуатацию проводят ее исследование. По скважинам, эксплуатируемым УЭЦН, фиксируют изменение токовой нагрузки на станции управления, а по скважинам, эксплуатируемым УШГН, снимают динамограммы. При увеличении токовой нагрузки или нагрузки на колонну штанг вследствие отложений органических осадков или образования высоковязкой водонефтяной эмульсии проводят мероприятия по очистке скважин от АСПО или эмульсии. Опыт применения специальных промывочных муфт в условиях ООО «НГДУ Краснохолмснефть» и ООО «НГДУ Уфанефть» показал их высокую эффективность МРП скважин увеличивается в 2-2.5 раза. Очевидна высокая

---

эффективность применения СПМК в скважинах, осложненных АСПО, которые эксплуатируются УШГН и УЭЦН, поскольку воздействию технологическими жидкостями подвергается лишь интервал осложнения, а не все глубинно-насосное оборудование.

Эффективно использование для депарафинизации НКТ кабельных нагревателей.

Эффект от применения кабельной линии АСЛН-1 заключается в нагреве стенок НКТ до температуры выше температуры насыщения нефти парафином на 5-6 градусов, в результате чего исключается налипание парафина на НКТ.

Химические методы. Предусматривают применение растворителей, депрессантов и ингибиторов АСПО. Растворители растворяют парафиновые отложение. Депрессаторы снижают температуру застывания парафинистых нефтепродуктов. Ингибиторы применяют для предотвращения выпадения АСПО на стенках НКТ. Выбор реагента осуществляется конкретно, исходя из специфики каждого месторождения.

Как показывают исследования, наилучшими условиями применения ингибиторов является непрерывная дозировка реагентов в нефть. При таком дозировании обеспечивается постоянное присутствие ингибиторов в нефти. Это предотвращает отложение парафина на стенках НКТ в течение всего периода дозирования реагентов. К недостаткам этого метода следует отнести необходимость предварительной очистки поверхности НКТ.

При применении ингибиторов по методу периодического дозирования в затрубное пространство, расход ингибитора увеличивается в 1.5-2 раза. При несоблюдении периодичности дозирования реагентов защита скважин не обеспечивается.

Физические методы. Предусматривают применение магнитных активаторов для изменения электромагнитного поля в добываемой продукции за счет изменения полярности компонентов нефти. Безреагентность метода магнитной обработки, экологическая чистота, простота в эксплуатации и быстрая окупаемость делают их особенно привлекательными. Монтаж и установка магнитоактиваторов не требует больших материальных затрат, а широкий выбор типоразмеров позволяет использовать их в самых различных скважинах.

Одним из перспективных способов очистки нефтедобывающих скважин от парафина является способ прямого электронагрева с использованием НКТ и обсадной колонны скважины в качестве нагревательных элементов электрической цепи. Указанные элементы соединяются между собой специальным погружным контактом, устанавливаемым на глубине около 800 м. В качестве электрической установки используется тиристорный преобразователь. Комплекс оборудования образует установку электронагрева и депарафинизации нефтедобывающих скважин (УЭНДС) и содержит наземную часть (НЧ УЭНДС) и подземную часть (НЧ УЭНДС). Комплекс оборудования и технология разработаны и реализуются АО «Татнефть».

---

Смотрите также файлы

• Методические указания к лабораторным работам для студентов всех специальностей и направлений подготовки.docx

• Решение 1.docx

• Задание Дайте общую логическую характеристику понятиям Вариант 1 дядя, национальность. Вариант 2 электромагнитные волны, свобода. Вариант 3 Кощей Бессмертный, инфляция.docx

• Сыныбы.docx

• Занятие для обуч а ющихся 5 7 классов по теме.docx