4.2 Анализ эффективности примененных методов удаления аспо

В 2006 году в Арланском УДНГ на скважинах были продолжены промышленные испытания ингибитора парафиноотложений СНПХ-7941 и растворителя СНПХ-7870Б.

Ингибитор СНПХ-7941 рекомендуется для предотвращения АСПО в нефтепромысловом оборудовании добывающих скважин и трубопроводах. Ингибитор представляет собой композиционную смесь поверхностно-активных веществ в органических растворителях. Основные физико-химические показатели:

Внешний вид - прозрачная жидкость без механических примесей от светло-желтого до светло-коричневого цвета; массовая доля активной основы % - в пределах 25-27; температура застывания, ⁰С, не выше - минус 40.

В связи с эмульгируемостью ингибитора в воде, степень обводненности нефти не является ограничением для применения предлагаемой технологии.

Применение ингибитора возможно в различных климатических условиях, при температурах на устье скважины от +40⁰С до –40⁰С с сохранением его технологической эффективностью.

Эффективное применение ингибитора СНПХ-7941 напрямую связано с эффективной предварительной очисткой поверхности защищаемого оборудования от парафиноотложений.

Для очистки нефтепромыслового оборудования от АСПО необходимо применение углеводородных растворителей типа СНПХ-7870, как составной части технологии применения ингибитора СНПХ-7941.

Ингибитором парафиноотложений СНПХ-7941 в 2000 году было проведено 186 обработок на 73 скважинах, при этом израсходовано 7,788 тонн ингибитора. Обработка скважин проводилась методом залива в межтрубное пространство в виде 1% водного раствора в объеме 0,5-1м³ или в состоянии поставки в объеме 30-40 литров на скважину.

Технология применения удалителей АСПО. Основные параметры технологии применения удалителей АСПО - место и способ подачи реагента.

Для предупреждения образования АСПО в НГДУ «АН» разработана и успешно используется на протяжении более 10 лет технология обработки скважин 0, 1% водным раствором полиакриламида (ПАА) с добавлением 0,05% серогеля или КМЦ. В зависимости от производительности скважины, в затрубное пространство заливается от 300 литров до 1,5 м3 раствора. Продолжительность действия ингибитора достигает 3-6 недель, в зависимости от интенсивности парафиноотложения и обводненности продукции скважины.

Так же, для предупреждения образования АСПО, нашли применение ингибиторы парафиноотложения Корексит 7798, ХТ-48, СНПХ-7214 и водные растворы синтетических ПАВ, таких как МЛ-72, МЛ-80.

Композиция МЛ-72, МЛ-80 использовалась в виде растворов в пресной воде ,которые с учетом конкретной обводненности в потоке добываемой жидкости обеспечивали требуемую концентрацию раствора. В зависимости от производительности и динамического уровня в затрубное пространство вводилось от 1 до 2 м3 раствора.

После введения раствора было исключено наблюдавшееся ранее зависание штанг. Продолжительность эффекта от одноразового введения раствора композиции МЛ-72, МЛ-80 в затрубное пространство работающих скважин составила 18-22 суток.

Таким образом, применение композиции МЛ-72, МЛ-80 при добыче обводненных высоковязких нефтей и нефтяных эмульсий, обеспечивает увеличение дебита нефтяных скважин и снижает нагрузки на оборудование.

Хороший эффект при обработках скважин от высоковязкой эмульсии дало использование таких деэмульгаторов как Реапон-4, Проксамин-385, Диссольван-4468 в виде 2%; Сепароль-25 в виде 1% водного раствора в объеме 0,5 м3 на скважину; Сепароль-34,41 и Диссольван-3394 по 5-10 литров реагента в состоянии поставки на скважину и с последующим смывом через перепускной клапан в объеме 0,5 м3.

В последнее время борьба со стойкой высоковязкой эмульсией в скважинах осложняется тем, что эмульсии стабилизируются образующимися в пласте и в скважинах сульфидом железа, неорганическими солями, продуктами коррозии оборудования и механическими примесями. Традиционный метод периодического залива в затрубное пространство «обычных» деэмульгаторов недостаточно эффективен. Разработана технология борьбы с данным видом осложнения, которая в настоящее время проходит испытания.

Эффективность ингибиторов, как показывает практика, существенно зависит от состава АСПО и качества предварительной очистки ГНО. Поэтому актуальной является задача подбора новых, комплексно действующих ингибиторов парафиноотложения.

В 1997 году начаты опытно-промышленные испытания нового ингибитор парафиноотложения СНПХ-7941. По лабораторным данным СНПХ-7941 отлично предотвращает образование АСПО и частично удаляет уже имеющиеся отложения. В целях отработки технологии его применения в условиях Арланского УДНГ, за период с июня по декабрь было проведено 456 обработок на 253 скважинах, при этом израсходовано 40 тонн ингибитора. Обработка скважин проводилась методом залива в межтрубное пространство в виде 1% водного раствора в объеме 0,5-1,0 м3 или в состоянии поставки в объеме 30-40 литров на скважину.

Новым, перспективным направлением борьбы с осложнениями в работе скважин, является применение магнитных устройств. С этой целью в 1992 году начато внедрение магнитных активаторов. Существуют различные типы и конструкции подобных устройств, разработанные как в России, так и за рубежом. Основную часть, применяемых в Арланского УДНГ магнитных активаторов, составляют магнитные устройства Тюменской фирмы «Новые технологии». Ими были оборудованы 27 скважин. При воздействии магнитных полей на безводную нефть, интенсивность образования отложений уменьшается на 25-30%, а при воздействии на обводненную нефть примерно на 50%. Увеличение содержания смол в нефти выше 28% существенно снижает эффективность магнитной обработки добываемой жидкости. В целях изыскания более дешевых магнитных устройств, проводят испытания конструкции и прорабатывает вопрос об изготовлении (возможно совместном) и поставке этих устройств Уфимской фирмой «Диапазон».

Среди способов удаления выпавших осадков применяются тепловые и химические.

При первом методе применяются промывки скважин горячей :

а) водой (как с добавками хим. реагентов, так и без);

б) нефтью (иногда с добавкой растворителя) при помощи АДП.

Для химического удаления АСПО применяются органические растворители или реагенты на их основе и водные растворы ПАВ, такие как Нефрас А120/200, Нефрас А130/330, растворитель ЖОУ, водный раствор МЛ-80.

Широкое распространение с целью удаления АСПО и эмульсии получили промывки скважин горячей жидкостью, для чего применяется пластовая или пресная вода с добавкой деэмульгаторов или других хим. реагентов. Подогрев воды производится на специальных узлах подогрева воды, построенных на базах укрупненных бригад в Ташкиново, Шушнуре и на Вятке.

При помощи единственного агрегата АДП произведено 96 операций по депарафинизации на 77 скважинах.

Экономический анализ показывает целесообразность применения превентивных методов борьбы с АСПО и эмульсией. Так, для снижения числа аварий подземного оборудования в УДНГ необходимо производить не менее 8800 обработок от АСПО, эмульсии, отложений сульфида железа и комплексных солей в добывающих скважинах. Для этого требуется специальных агрегатов для производства профилактических хим. обработок на базе Т-150К - не менее 8 единиц и 830 тонн растворителей и ингибиторов парафино- и солеотложений.

Для выполнения запланированных объемов добычи нефти и сокращения затрат АНК необходимо обеспечить УДНГ заявленным количеством химреагентов и спецтехникой.

Проблемы, вызываемые различными видами осложнений в работе скважин, не уменьшаются. К существовавшим ранее видам осложнений добавляются новые. Поэтому специалистами ЦНИПРа постоянно проводится поиск новых химреагентов, технологий и методов прогнозирования для борьбы с различными видами осложнений.