Отложения асфальтенов, смол и парафинов в скважинах и наземных коммуникациях. Методы удаления АСПО
В практике эксплуатации скважин встречаются с различными осложнениями (АСПО, вынос песка и образование песчаных пробок, отложение солей). Наиболее серьезные осложнения возникают в связи с отложениями асфальтенов, смол и парафинов(АСПО).В составе нефтей, добываемых на месторождениях России, содержится различное количество высокомолекулярных соединений, таких как парафины, смолы, асфальтены. При изменении термобарических условий и разгазировании нефти, эти компоненты осаждаются в призабойной зоне пласта(ПЗП), на стенках ствола скважины, на штангах,выкидных линиях и нефтепромысловом оборудовании. Вследствие отложения АСПО уменьшается приток нефти, увеличивается нагрузка на станки-качалки(обрыв штанг, повышение расхода энергии, увеличение утечек через плунжер и клапан и, соответственно уменьшение коэффициента подачи) и ЭЦН (уменьшение производительности,увеличение затрат энергии,перегрев электродвигателя).
Механизм образования АСПО можно представить следующим образом: при отборе нефти в скважине понижается давление и температура, а также уменьшается количество легких углеводородов. При снижении температуры в ПЗП и стволе скважины до температуры начала кристаллизации парафина происходит интенсивное образование в нефти кристаллов парафина.Эти кристаллы служат центрами кристаллизации и последующего более интенсивного выпадения парафина из нефти и осаждение его на твердой поверхности. Для парафинистых нефтей восточных месторождений (Татария,Башкирия)температура начала кристаллизации находится в пределах 15-35 градусов по Цельсию. Выпадению парафина способствует понижение температуры вследствие расширения газа при снижении давления во время движения по стволу скважины.Чем больше газовый фактор, тем больше эффект охлаждения. Отложению парафина на стенках труб способствуютеще и следующие факторы:малые скорости движения нефти, шероховатость стенок труб и периодичность их смачивания (при пульсирующей работе фонтанных скважин). Эффект охлаждения по мерм продвижения нефти по подъемным трубам усиливается от забоя к устью, поэтому наибольшееколичество парафина откладывается в верхней части подъемных труб на расстоянии 400-900 метров от устья, причем толщина слоя увеличивается в направлении от забоя к устью. Одновременно с парафином происходит отложение асфальтенов, смол, песка, кристаллов неорганических солей и капелек воды. Все это придает отложениям высокую прочность, что значительно затрудняет процесс их удаления.
Борьба с отложениями АСПО определяется конкретными условиями месторождения и ведется по двум направлениям:1.Удаление уже сформировавшихся отложений
2.Предотвращение образования АСПО.
1.Методы удаления АСПО.
Методы удаления АСПО можно разделить на механические,тепловые и химические.
Принцип действия приспособлений заключается в соскабливании парафина со стенок труб в процессе работы скважины.Очистка достигается перемещением скребка или гирлянды скребков вверх и вниз по стволу скважины,как при помощи ручных механических лебедок,так и с помощью депарафинизационной установки с механизированной лебедкой АДУ-3. Для очистки НКТ в скважинах,эксплуатирующихся ШГН, применяют скребки,укрепляемые на штангах с помощью хомутов.Обычно на одной штанге крепят от 5 до 11 скребков. Колонну штанг на поверхности подвешивают на штанговращателе.
При каждом двойном ходе колонна штанг поворачивается на некоторый угол.
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, эксплуатирующихся компрессорным способом и в фонтанных скважинах с небольшим затрубным давлением. Существует другой способ расплавления парафина-прокачка горячей нефти с помощью агрегата по депарафинизации (АДП).
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 :
3.Дисперсии растворителей(двухфазные системы)
4.Мицеллярные растворы(однофазные системы)
Самый эффективный растворитель парафина-сероуглерод, но он очень токсичен и огнеопасен. Затем идут хлорированные углеводороды, но они отрицательно влияют на процесс переработки нефти,отравляя катализаторы. В связи с этим наибольшее применение нашли углеводороды алифатического и ароматического ряда(бензин, керосин, скипидар, бензол, толуол и др.)
Ко второй группе растворителей относятся водные растворы ПАВ(преимущественно неионогенного типа),например ОП-10, при концентрации от 0,1 до 5%, которые способны избирательно растворять лишь смолы, тем самым отложения разрыхляются и могут уноситься потоком .
К третьей группе относятся водные дисперсии растворителей,приведенных в первой группе.Содержание растворителя от 5 до 90%.В качестве дисперсионной среды используют воду или кислоты.Чистящая способность ниже,чем у растворителей первой группы,поэтому продолжительность контакта дольше.
Мицеллярные растворы, в которых нерастворимый в воде реагент(керосин, Толуол) вводится в воду при помощи растворителя(спирта), применяются при высокой обводненности нефтяного пласта. Однако такие составы дороги и имеют ограниченное применение.
Выбор растворителя АСПО индивидуален для каждого месторождения. Обычно при удалении АСПО реагенты подают через затрубное пространство или непосредственно в НКТ и продавливают расчетным количеством жидкости. Время контакта растворителя от получаса до суток и более. Использование растворителей позволяет в несколько разувеличить межочистной период. (МОП)
Предотвращение образования АСПО.
Предотвращение образования АСПО достигается двумя путями :
1) покрытие поверхности гидрофильным слоем вещества (эпоксидные смолы,стекло,эмали и т.п.),которое обладает низкой степенью сцепляемости с АСПО,что позволяет потоку жидкости отрывать осевшие на поверхности осадки и выносить их на поверхность.
2) использование реагентов, являющихся ингибиторами парафиновых отложений депрессаторы, смачиватели и модификаторы)
Поиск в области борьбы с АСПО привел к разработке методов использования лакокрасочных покрытий.В его основе- принцип высокой гладкости поверхности. Успешно применяются бакелитовый, бакелито-эпоксидный и эпоксидный лаки, также применяется остеклование и эмалирование поверхностей.
Особенно перспективным является подбор и использование ингибиторов отложения АСПО. Смачиватели создают на поверхности оборудования защитную гидрофильную пленку, которая препятствует прилипанию кристаллов парафина. Действие депрессаторов основано на изменении условий кристаллизации парафина,они препятствуют образованию плотной кристаллической решетки. Модификаторы позволяют удерживать парафин во взвешенном состоянии на всем пути движения нефти. Их структура сходна с парафином (полимеры полиэтилена, полипропилена,поливинилацетата и др.) Кроме того модификаторы снижают температуру застывания нефти на 20-30 градусов Цельсия, уменьшают вязкость нефти. Выбор места и устройства подачи химреагентов определяется конкретными условиями и зависит от вида реагента, состава и свойств жидкости, способа эксплуатации скважины.
Источник
Методы проведения ингибирования погружного скважинного оборудования
Практика борьбы с коррозией, асфальтосмолопарафиновыми отложениями, выпадениями солей и появление механических примесей показывает, что наиболее эффективным способом удаления накоплений является ингибирование и подбор необходимого реагента.
Практика борьбы с коррозией, асфальтосмолопарафиновыми отложениями, выпадениями солей и появление механических примесей показывает, что наиболее эффективным способом удаления накоплений является ингибирование и подбор необходимого реагента.
В данной статье рассмотрены методы и технологии проведения ингибиторных обработок скважинного оборудования.
Приведены аналитические расчеты определения эффективного растворителя и обоснования их необходимых объемов. Для нефтедобывающих предприятий разработаны критерии применимости различных методов защиты от коррозии.
Определение содержания ингибитора в закачиваемом растворе либо попутно-добываемой воде производится в соответствии с методами анализа, приведенными в соответствующих технических условиях (ТУ) на реагент. Эффективность ингибиторов коррозии должна быть не менее 90%, т.е. должно быть достигнуто снижение скорости коррозии в 10 и более раз * . В случае если эффективность ингибиторной защиты будет недостаточной, необходимо увеличить удельный расход ингибитора, закачать другой ингибитор или изменить периодичность обработки.
Подачу ингибитора коррозии (реагента комплексного действия) в добывающие скважины рекомендуется осуществлять следующими способами[1]:
- Периодическая закачка (задавка) раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта.
- Периодическое дозирование (подача) ингибитора в кольцевое пространство между обсадной колонной и НКТ (затрубное пространство скважины).
- Постоянное дозирование (подача) ингибитора в затрубное пространство скважины с помощью дозировочной установки (УД, УДХ).
- Постоянное дозирование (подача) ингибитора на прием насоса с помощью дозировочной установки (УД, УДХ) и специальных трубок, которые при подземном ремонте устанавливаются с внешней стороны НКТ.
- Непрерывное дозирование растворяемого твердого ингибитора из скважинного контейнера.
Технология задавки ингибитора коррозии в ПЗП
Технология обработки скважины методом нагнетания раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта включает следующие последовательные операции:
— выбор ингибитора коррозии и определение его концентрации, обеспечивающей в данной системе необходимый защитный эффект или ОСК;
— расчет массы ингибитора коррозии для нагнетания в призабойную зону, объема воды (нефти) для приготовления 10%-ного раствора ингибитора коррозии и объема подавочной жидкости, нагнетаемой в призабойную зону после раствора ингибитора коррозии;
— спуск технологических НКТ ниже интервала перфорации;
— подъем технологических НКТ на 2-3 м выше кровли интервала перфорации;
— определение приемистости пласта (если она менее 100м 3 /сут, то нагнетание раствора ингибитора в призабойную зону проводить не следует);
— приготовление 100%-ного раствора ингибитора коррозии в бойлере или мерной емкости агрегата ЦА-320;
— нагнетание промывочной жидкости с целью подготовки пласта для введения ингибитора. В качестве промывочной жидкости используются взаимные растворители (WAW85202 (Baker Petrolite), ВР-1 (Экспериментальный завод «НЕФТЕХИМ» и др.), либо водные растворы неионогенных и катионоактивных ПАВ.
Закачку проводят с максимальным расходом закачиваемого взаимного растворителя без гидроразрыва в следующей последовательности:
— к трубному пространству скважины подключают цементировочный агрегат АЦ-32 (ЦА-320) для закачки раствора;
— при открытой затрубной задвижке закачивают кислотным агрегатом промывочную жидкость в требуемом объеме. При открытой затрубной задвижке мы получим только промывку ствола скважины без воздействия на пласт;
— нагнетание основного объема ингибитора проводят введением ингибитора (недостающий объем после закачки взаимного растворителя для вытеснения жидкости глушения из НКТ), закачивают при открытой затрубной задвижке с целью заполнения оставшегося свободного объема НКТ. Далее закачку останавливают, задвижку закрывают и остальные пачки растворов в требуемом объеме закачивают в пласт. Здесь используют 10%-ный раствор ингибитора (в зависимости от прогнозируемого защитного эффекта). Закачку проводят тем же агрегатом с максимальным расходом без гидроразрыва;
— нагнетание продавочного объема жидкости производят с целью проталкивания ингибитора глубже в пласт. Для вытеснения раствора ингибитора рекомендуется использовать 2%-ный раствор KCl при задавке водного раствора ингибитора и дегазированную нефть при задавке органического раствора ингибитора. Закачку осуществляют тем же агрегатом при закрытой затрубной задвижке с максимальным расходом без гидроразрыва.
— реагирование — скважину закрывают на 12-24 часа и прекращают все работы, чтобы ингибитор коррозии адсорбировался на породе пласта;
— поднимают технологические НКТ и спускают подземное оборудование;
— запускают скважину и выводят ее на рабочий режим.
Необходимое количество взаимного растворителя рассчитывают по уравнению:
где — объем взаимного растворителя для промывки пласта, м 3 , — перфорированная мощность пласта, м.
Когда призабойную зону продуктивного пласта используют как естественный дозатор, то, как и при применении ингибиторов солеотложений, действует эмпирическое правило «одной третьей» [2]. Это правило заключается в следующем: третья часть закачанного в пласт ингибитора коррозии необратимо адсорбируется на породе пласта (при первых нескольких обработках), третья часть закачанного в пласт ингибитора коррозии выносится за первые несколько суток (от 3 до 15) после начала работы скважины и только оставшаяся треть закачанного в пласт ингибитора коррозии выносится длительное время.
Поэтому расчет массы ингибитора коррозии для нагнетания в призабойную зону продуктивного пласта производят по формуле:
где — концентрация данного ингибитора коррозии в добываемой жидкости, обеспечивающая в данной системе необходимый защитный эффект или ОСК, мг/л (примерно г/т); — дебит скважины по жидкости, м 3 /сут (примерно т/сут); — планируемое время «выноса» ингибитора коррозии из пласта, сут; 1000 — множитель перевода граммов в килограммы; 3 — коэффициент правила «одной третьей».
Объем продавочной жидкости V, м 3 , вычисляется по формуле:
где m — эффективная пористость продуктивного пласта, доли единицы; R -внутренний радиус проникновения оторочки раствора ингибитора в пласт, м. Принимается в пределах от 1,5-2,0 м и уточняется по результатам наблюдения за продолжительностью выноса реагента; — мощность пласта, м.; — объем НКТ, м 3 ; — объем эксплуатационной колонны от приема насоса или входа в НКТ до нижних перфорационных отверстий, м 3 ;
Если объем жидкости глушения 130м 3 , то объем продавочной жидкости составит ; при этом время защиты скважины составит не менее 365 сут.
При установке в скважины блок-пачек процесс задавки производится до их установки путем задавки реагента по межтрубному пространству.
Технология периодического дозирования ингибитора коррозии в затрубное пространство скважины
Технология обработки скважин методом периодической подачи раствора ингибитора коррозии в затрубное пространство скважин является более простой по сравнению с описанной выше технологией нагнетания раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта. Отчасти поэтому метод подачи ингибитора в затрубное пространство и распространен более широко. Ингибитор коррозии подают в затрубное пространство скважин также в виде 10%-ного раствора в нефти или воде. Преимущество данной технологии, по сравнению с технологией нагнетания раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта, заключается в том, что обработки можно проводить периодически при эксплуатации скважин, а не только во время подземных ремонтов. Недостатком данной технологии является необходимость более частых (в среднем 1 раз в 30 суток) обработок [3].
Технология периодической подачи раствора ингибитора коррозии в затрубное пространство скважин решает следующие основные задачи:
— защита от коррозии подземного оборудования скважин с межремонтным периодом более 60-150 суток.
— защита от коррозии обсадной колонны динамического уровня;
— экономия ингибиторов коррозии (за счет отсутствия необходимой адсорбции на породе пласта).
Технология периодической подачи раствора ингибитора коррозии в затрубное пространство скважин состоит из следующих основных операций:
— выбор ингибитора и определение его концентрации, обеспечивающей в данной системе необходимый защитный эффект или ОСК.
— расчет массы ингибитора для подачи в затрубное пространство свкажины и расчет объема нефти (воды) для приготовления 10%-ного раствора ингибитора коррозии;
— приготовление раствора ингибитора в бойлере или мерной емкости агрегата ЦА-320;
— подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважин агрегатом ЦА-320 без остановки УЭЦН (при открытой затрубной задвижке).
Расчет массы ингибитора коррозии для подачи в затрубное пространство скважины производят по формуле:
где — концентрация данного ингибитора коррозии в добываемой жидкости, обеспечивающая в данной системе необходимый защитный эффект или ОСК, мг/л (примерно г/т); Qж— дебит скважины по жидкости, м 3 /сут (примерно т/сут); периодичность обработок данной скважины ингибитором коррозии, сут; 1000 — множитель перевода в килограммы; 2 — коэффициент, учитывающий тот факт, что около половины ингибитора коррозии за первые несколько суток.
Для скважин, работающих в режиме ФПЗ, применять данный вариант технологии ингибирования целесообразно по следующим причинам:
— утяжеление раствора ингибитора приведет к несовместимости товарной формы с жидкостью утяжеления и возможному осаждению действующего вещества ингибитора;
— применение продавки в такие скважины резко снизит эффективность технологии из-за быстрого выноса ингибитора.
Технология непрерывного дозирования ингибитора коррозии с помощью УД (УДХ)
При непрерывном дозировании с помощью УД (УДХ) без специальных трубок ввод ингибитора осуществляется непосредственно в затруб скважины через узел ввода химреагента.
При непрерывном дозировании с применением специальных трубок работы по монтажу капиллярной трубки, дозировочного насоса производится согласно требованиям, приложенным к ним, и правилам СМР.
При непрерывном дозировании в затрубное пространство или выкидную линию скважины суточный расход ингибитора коррозии (как правило, товарной формы) рассчитывается по формуле
В течение первых суток ингибитор подается в режиме «ударной дозировки», которая в 2-3 раза превышает оптимальную дозировку. Затем его расход снижается до оптимальной дозировки.
Контроля уровня защиты от коррозии производится на основании установленной периодичности отбора проб жидкости и определения остаточного содержания ингибитора коррозии в воде. По остаточному содержанию ингибитора производится регулировка подачи дозировочного насоса.
Технология непрерывного дозирования с помощью скважинного контейнера
Технологическая схема применения ингибитора в контейнере сводится к следующему: первым в скважину спускается контейнер, затем фильтр (при добыче нефти штанговым насосом или фонтанным способом), затем хвостовик. В конце устанавливается насосное оборудование и колона НКТ.
При применении УЭЦН погружной скважинный контейнер прикрепляется к нижней части УЭЦН, а находящийся в нем реагент, благодаря невысокой растворимости в добываемой продукции, осуществляет защиту всей насосной установки.
После спуска глубинного оборудования и запуска скважины в работу, добываемые флюиды через перфорацию омывают реагент, который, постепенно растворяясь в добываемых флюидах, выносится вместе в с продукцией скважины, т.е. происходит его самодозировка.
Эффективность действия ингибитора коррозии из скважинного контейнера определяется по увеличению МРП.
Следует отметить, что объем скважинного контейнера ограничен и не все поставщики предоставляют методику определения остаточного содержания ингибитора коррозии, поэтому контроль периода защиты определить практически невозможно. В таблице 1 приведены критерии применимости различных методов защиты от коррозии.
ТАБЛИЦА 1. Критерии применимости различных методов защиты от коррозии
Применение низко- и среднелигированных сталей, сталей с повышенным содержанием хрома (
Скорость коррозии (коррозионная агрессивность среды)
Применение нержавеющих сталей (содержание хрома 13% и выше)
Применение стеклопластиковых НКТ
Проведение СПО при Т не ниже -30 0 С,
Подверженность абразивному износу
Особые условия хранения
(без воздействия солнечного света)
Необходимость использования специального инструмента и переводников для монтажа-демонтажа
Большой диаметр муфт — 95,4мм
Термодиффузионное цинковое покрытие Neozinc
В кислых и щелочных средах не обладает стойкостью
Хрупкость, склонность к скалыванию при деформациях металла НКТ во время СПО, особенно в ниппельной части
Верхний температурный предел +90 0 С
Полиэфирное покрытие «Аргоф»
Подверженность абразивному износу
Полиуретановое покрытие PoiyPlex-P
Полифенилсульфидные (ПФС) покрытия
Периодическое ингибирование через затруб
При КВЧ мг/л скорость ГЖС на устье м/с
При КВЧ мг/л скорость ГЖС на устье м/с
При КВЧ мг/л не применимо
Не защищает корпус ПЭД
Неприменимо при работе скважины через затруб
Постоянное ингибирование через затруб
При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с
При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с
При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с
Не защищает корпус ПЭД
Неприменимо при работе скважины через затруб
Не защищает корпус ПЭД
Постоянное дозирование через капиллярную трубку
При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с
При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с
При КВЧ мг/л скорость ГЖС м/с
Необходимость ПРС/КРС для запуска технологии
Возможность адресной защиты (включая ПЭД)
Задавка ингибитора в пласт
Необходимость ПРС/КРС для запуска технологии
Использование пружинного контейнера-дозатора
Необходимость ПРС/КРС для запуска технологии-наличие зумпфа
ЭХЗ с использованием СКЗ
Для защиты наружной поверхности обсадных труб
При использовании для защиты УЭЦН необходим спуск доп. кабеля или кабеля с 4 жалами
Не защищает внутреннюю поверхность НКТ
Применима для защиты УЭЦН
Высокоскоростное газопламенное напыление
Для защиты УЭЦН
* — по данным производителя
В процессе проведения обработки контролируются следующие параметры:
— при периодическом дозировании ингибитора в скважину контролируется объем закачанного раствора или ингибитора (один раз по завершении обработки);
— при задавливании ингибитора в пласт контролируется объем закачанного раствора ингибитора (один раз по завершении обработки), объем продавочной жидкости (один раз по завершении обработки), время адсорбции ингибитора (один раз в период запуска скважины на режим).
Систематически определяется (один раз в месяц при задавке в пласт и два раза в месяц при периодической подаче в затрубное пространство) содержание ингибитора в попутно-добываемой воде добывающих скважин.
Определение содержания ингибитора в закачиваемом растворе либо попутно-добываемой воде производится в соответствии с методами анализа, приведенными в ТУ на реагент.
Производительность дозировочного насоса, объем закачанных реагентов контролируется путем измерения уровня раствора мерниками, устанавливаемыми на емкостях с раствором ингибитора, или расходомерами.
В случае снижения ингибитора в добываемой воде ниже допустимого минимального уровня технологическая группа нефтепромысла совместно с лабораторией решение о корректировке технологии ингибиования, внеочередной обработке.
Выводы и рекомендации
Эффективность действия реагента определяется путем сравнения МРП скважинного и другого оборудования с применением и без применения реагента с учетом количества подземных и капитальных ремонтов по причине коррозии оборудования, расходов на заменяемое оборудование.
Для контроля скорости коррозии защитного действия реагентов могут использоваться датчики типа Маникюр-Зонд (гравиметрия и метод LPR), установленные на выкидных линиях работающих скважин, а также образцы-свидетели коррозии: в газлифтных скважинах для этих целей используются ловильные головки газлифтных клапанов, в скважинах ЭЦН-кассеты с образцами, подвешенные на проволоке внутри НКТ.
Эффективность ингибиторов коррозии должна быть не менее 90%, т.е. должно быть достигнуто снижение скорости коррозии в 10 и более раз * . В случае если эффективность ингибиторной защиты будет недостаточной, необходимо увеличить удельный расход ингибитора, закачать другой ингибитор или изменить периодичность обработки.
1. Микробная коррозия и ее возбудители / Андреюк Е.И., Билай В.И., Коваль Э.З., Козлова И.А. — Киев: Наукова думка. — 1980. — С. 288.
2. Некоторые аспекты борьбы с микробиологической коррозией нефтепромыслового оборудования и трубопроводов / И.В. Стрижевский // Серия «Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности». — М.: ВНИИОЭНГ. — 1979. — С. 56.
3. Методы борьбы с коррозией металлов в условиях нефтедобычи / Булчаев Н.Д. / журнал The Second European Conference on Earth Sciences № 5, 2015, с. 56-65.
Автор: Н. Д. Булчаев, Н. Н. Позднякова, Сибирский федеральный университет,
Источник
