Применение растворителей и ингибиторов для предупреждения образований АСПО

стовой воде позволяет применять их эффективно как в условиях безводных, так и обводненных нефтей.

Моющие свойства ингибиторов способствуют постепенному удалению накопившихся отложений с поверхности трубопроводов и емкостей.

Ингибиторы типа СНПХ-7000 не оказывают отрицательного влияния на переработку нефти.

По  санитарно-токсикологическим  свойствам  разработанные ингибиторы СНПХ-7000 относятся к III и IV классу опасности.

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ВЫБОРУ

ЭФФЕКТИВНЫХ СОСТАВОВ ИНГИБИТОРОВ

Лабораторными исследованиями была оценена эффективность ряда зарубежных ингибиторов парафиноотложений, а также отечественные ингибиторытипа ИКБ, Азолят, ВЭС, неионогенные ПАВ. В результате исследований было выявлено:

из зарубежных ингибиторов наиболее эффективны: ХТ-48, ХТ-54, ХТ-63, ХТ-75, Коррексит-7815, Коррексит-7833, Антипар 8-30, Антипар Д-10. Базовым выбран ингибитор ХТ-48;

наиболее высокую эффективность из отечественных ингибиторов показали лабораторные образцы сополимеров акриловой кислоты с малеиновым ангидридом и ВЭС-501;

перспективными отечественными образцами являются СНПХ-710, СНПХ-720, СНПХ-721, СНПХ-730, дипроксамин 157, оксифос КД-6, алкамон МК, ДСУ-2, ИКБ-6-2.

Сочетание ряда компонентов в смеси с нефтяным растворителем позволяет обеспечить требования эффективности и технологичности, предъявляемые к химреагентам, предотвращающим отложения парафина при добыче нефти. Такими требованиями являются:

общие: отсутствие влияния на качество нефти, нефтепродуктов и процессы нефтепереработки, умеренные токсикологические и пожароопасные свойства, доступность сырья, возможность производства реагентов отечественной промышленностью и технологичность при работе на промыслах в климатических условиях страны;

частные: наличие эффективности ингибиторов по предотвращению отложений парафина из нефти при расходе реагента 50...250 г на 1 т добываемой нефти (как безводной, так и обводненной).

В результате проведенных исследований были разработаны составы ингибиторов марки СНПХ-7101, СНПХ-7202, СНПХ-7204, СНПХ-7205, СНПХ-7401, а затем их аналоги, выпускаемые отечественной промышленностью.

В результате проведенных исследований было определено, что: ингибиторы СНПХ-7202 и его аналоги СНПХ-7212, СНПХ-7212М более эффективны для месторождений: Пашнинского, Самотлорского, Покачевского, Вынгапурского, Спасского, Довбушского, Восточной Котур-Тепе и др.;

ингибиторы СНПХ-7204 и его аналоги СНПХ-7214, СНПХ-7214 ПБ, а также СНПХ-7214Р, СНПХ-7214РМ более эффективны для месторождений: Чутырского, Северо-Варьеганского, Варьегинского, Суторминского, Ромашкинского (пл. А) и др.;

ингибиторы СНПХ-7205 и его аналоги СНПХ-7215, СНПХ-7215 ПТ, СНПХ-7215М эффективны для месторождений: Киенгопского, Джерского, Ромашкинского (пл. бз Г), Ольховского, Басарского, Вознесенского, Покровского и др.;

ингибитор СНПХ-7401 и его аналог СНПХ-7401 М эффективны для Усинского (пл. Д2), Баклановского, Кокуйского и других месторождений;

ингибитор СНПХ-7410 эффективен для Гожано-Шагиртского, Таныпского, Куедино-Красноярского месторождений.

Степень отмыва нефти в указанных условиях составляет 70...100% за 5...60 с, что соответствует отличным и хорошим результатам лабораторных испытаний.

Величина частиц дисперсии составляет 0,5...3 мм. Степень отмыва парафиноотложений 80... 100 %.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ

ИСПЫТАНИЙ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ ИНГИБИТОРОВ

В НПО Союзнефтепромхим совместно с институтами отрасли проведены опытно-промышленные испытания ингибиторов парафиноотложений типа СНПХ-7000 в различных производственных объединениях, в частности: ингибитор марки СНПХ-7212 испытан в ПО Нижневартовскнефтегаз, в ПО Красноленинскнефтегаз на Талинском месторождении. Ингибиторы марки СНПХ-7214 ПБ. СНПХ-7214Р испытаны в ПО Варьеганнефтегаз на Северо-Варьеган-ском, Варьеганском месторождениях, ингибитор СНПХ-7215 в ПО Пермнефть на Полазненском месторождении, в ПО Татнефть на Ромашкинском месторождении. Ингибитор СНПХ-7401 в ПО Пермнефть на Баклановском месторождении, в ПО Коминефть на Усинском, Возейском месторождениях, в ПО Нижневартовскнефтегаз на Самотлорском месторождении. Ингибитор марки НПХ-7400 в ПО Пермнефть на Гожано-Шугуртском месторождении [1 ].

Технологическая эффективность различных марок ингибиторов применительно к конкретным месторождениям достигается при дозировке их в нефть в расчете 50...200 г на 1 т нефти. При этом происходит диспергирование и отмыв асфальтосмолопарафиновых составляющих в потоке нефти, что препятствует отложению парафина в нефтепромысловом оборудовании. Место ввода ингибитора определяется температурой осаждения (или начала кристаллизации парафина) асфальтосмолопарафиновых составляющих в нефти и изменяется для различных парафиноотложений от 10...30 °С.

Технологическая схема подачи ингибитора определяется способом эксплуатации скважин. Подача ингибитора или обработка нефтепромыслового   оборудования   осуществляется   непрерывно   или периодически. Непрерывная подача ингибитора производится наземным или глубинным дозировочным устройством. Периодическая подача осуществляется устройством гидростатического действия или насосным агрегатом ЦА-320. Непрерывная или периодическая подача ингибитора наземными дозаторами осуществляется в затрубное пространство скважин: фонтанных, газлифтных, а также оборудованных электроцентробежными (ЭЦН) или штанговыми (ШГН) насосами. Глубинные дозировочные устройства устанавливаются на хвостовике насосно-компрессорных труб в скважинах, оборудованных ШГН.

Ингибитор, попадая в затрубное простанство в виде собственной фазы в нефти, постепенно опускается по стволу скважины до хвостовика НКТ фонтанных скважин, насоса ЭЦН и ШГН или клапана газлифтных скважин, где подхватывается потоком продукции скважины, поступающей из пласта, смешивается с ней, взаимодействуя с асфальтосмолопарафиновыми отложениями. Как показали исследования, происходит "размывание" пробы ингибитора по стволу скважины.  Время  опускания  и,  тем  самым,  оптимальная периодичность дозировки в случае периодической подачи зависят от столба нефти в затрубном пространстве. При повышении уровня нефти в затрубье время спуска ингибитора по стволу скважины увеличивается, при этом увеличивается возможная периодичность дозировки.

Испытание ингибиторов типа СНПХ-7000 осуществлялось по трем схемам: с помощью дозаторов гидростатического действия, путем непрерывной подачи в затрубное пространство и в гребенку газлифтных скважин. Глубинные дозаторы испытывались в ПО Татнефть, Перм-нефть и др. Периодическая подача ингибитора с помощью агрегатов была испытана в производственных объединениях: Нижневартовск-нефтегаз, Варьеганнефтегаз, Коминефть и др.

Так, испытания ингибитора в ПО Мангышлакнефть на 15 скважинах Узеньского месторождения с дебитом 2...50 т/сут путем периодической подачи реагента в нефть через затрубное пространстсво в количестве 2,5...5,0 л/сут в расчете на 1 скважину позволили увеличить межочистной период работы скважин без профилактических обработок в 2,7...8,0 раз.

Испытания ингибиторов СНПХ-7215 в ПО Коминефть, Пермнефть и Татнефть показали увеличение межочистного периода работы на За-падно-Тэбукском, Ольховском и Ромашкинском месторождениях в 2...3,7 раза, ингибитора СНПХ-7401, СНПХ-7410 в ПО Мангышлакнефть и Пермнефть на Баклановском и Гожанском месторождениях  -  в 2,4...2,8 раза. Аналогичные промысловые результаты испытаний показали:

ингибитор СНПХ-7212 на Жанажольском месторождении ПО Актюбинскнефть, Самотлорском месторождении ПО Нижневартовск-нефтегаз, Вынгапурском месторождении ПО Ноябрьскнефтегаз. Талинском месторождении ПО Красноленинскнефтегаз;

ингибиторы СНПХ-7214 ПБ, СНПХ-7214Р на Варьеганском и Северо-Варьеганском месторождениях ПО Варьеганнефтегаз.

Технологическая эффективность ингибитора типа СНПХ-7000 для Северо-Варьеганского, Жетыбайского, Чутырского, Киенгопского, Возейского месторождений выше, чем ХТ-48, ХТ-54, а на других месторождениях не уступает известным зарубежным ингибиторам.

ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ И СРЕДСТВА ДОЗИРОВАНИЯ ИНГИБИТОРОВ

В качестве средств дозирования подачи ингибитора используются дозировочные устройства УДС, УДЭ, гидростатического действия (УДГ), глубинные дозировочные устройства (ДГ). Наземными дозировочными устройствами (УДГ, УДС, УДЭ) ингибиторы подаются непрерывно в затрубное пространство фонтанных, а также оборудованных ЭЦН и ШГН скважин.

УДС располагается у станка-качалки. Ее нагнетательный трубопровод присоединяется к затрубному пространству скважины, а рычаг дозировочного насоса посредством гибкой тяги  -  к балансиру станка-качалки. Величина подачи (0,4...0,63 л/ч) обеспечивается регулятором длины хода плунжера насоса и изменением мест крепления тяги к рычагу насоса и балансиру станка-качалки.

УДЭ состоит из бака, злектронасосного агрегата, указателя уровня, всасывающего и нагнетательного трубопроводов и их арматуры, шкафа управления с пускозащитной аппаратурой.

Подача насоса (0,1...1,0 л/ч) регулируется путем изменения длины хода плунжера.

Дозирующее устройство гидростатического действия (УДГ) состоит из дозатора, соединяющегося с затру бным пространством скважины и заправочной емкостью с помощью быстросъемных беспрокладочных соединений. Емкость устанавливается на станине станка-качалки или эстакаде с таким расчетом, чтобы обеспечить статический напор жидкости в дозаторе 1,0...1,5 м.

Непрерывное дозирование ингибитора на скважинах, оборудованных ШГН, можно осуществлять с помощью глубинного дозатора ДГ, разработанного во ВНИИнефтепромхиме.

Дозатор применяется с контейнером из насосно-компрессорных труб. Он включает устройство дозирования, предназначенное для подачи химреагента из контейнера в скважинную жидкость, а газоотборник предназначен для отбора газа из продукции скважины и замещения им расходуемого из контейнера химреагента.

Устройство дозирования представляет собой плунжерный насос, состоящий из подвижной и неподвижной частей, действующий за счет

циклического изменения длины колонны насосно-компрессорных труб при работе штангового насоса. Для регулирования величины подачи (0,04...0,2 л/ч) в устройстве дозирования имеется регулировочный винт, с помощью которого устанавливается заданная длина хода плунжера.

На промыслах Сибири применяется также периодическая обработка скважины ингибиторами АСПО с помощью промывочных агрегатов.

Для испытания ингибиторов наиболее целесообразно выбирать скважины, оборудованные ШГН, что позволяет постоянно кот-ролировать нагрузку балансира, и тем самым контролировать и эффективность применения реагента. При испытаниях надо начинать с большей дозировки и постоянно уменьшать ее объем с доведением до минимально необходимого количества.

Одним из возможных способов химического предупреждения АСПО может быть закачка ингибитора в пласт. Последний играет роль естественного дозатора. Перед закачкой ингибитора в пласт необходимо очистить забой от грязи во избежание ухудшения коллек-торских свойств призабойной зоны пласта.

Этот способ трудоемок, так как требует дополнительных работ для бригад ПРС и КРС, а эффективность пласта как дозатора не всегда высока.

Высокую эффективность показало применение ингибиторов для предупреждения отложений парафина в нефтесборной системе. Играя одновременно и роль деэмульгаторов, они способствуют внутритруб-ной деэмульсации нефти, снижают давление в системе сбора. Для этих целей применяются чаще всего дисольван- 4411, реагент прогалит, сепорол 5014 плюс изопропиловый спирт и др. Концентрация реагентов от 20 до 200 мг/л в зависимости от конкретных условий. Реагенты для этих целей подаются, чаще всего, в чистом виде. На ГЗУ или на периферийных скважинах устанавливаются дозировочные насосы для подачи химреагентов в нефтесборный коллектор или в выкидную линию. Подачу реагентов производят через форсунки или через обратный клапан, который устанавливается непосредственно на трубопроводе. Это предохраняет от замазученности в случаях повреждения нагнетательных трубопроводов. Расход реагента в зависимости от типа реагента, свойств нефти и пластовой воды регулируется опытным путем. Для подавляющего большинства месторождений расход многофункционального реагента (снижение вязкости, предупреждение асфальтосмолистых и парафиновых отложений) для нефтесборной системы составляет 20...60 г/т нефти.

ПРИМЕНЕНИЕ ПОЛИАКРИЛАМИДА ДЛЯ

ПРОМЫСЛОВЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИИ

В последние годы на промыслах страны используется гидролизован-ный полиакриламид (ПАА). Его применяют в качестве загустителя в системе ППД в целях увеличения коэффициента нефтеотдачи пласта как ингибитор парафиноотложений при добыче нефти, как селективный изоляционный материал в композиции с другими материалами для временной изоляции пластовых вод. ПАА также с успехом применяются при глушении скважин как буферная жидкость. Частичное применение ПАА находит и в бурении скважин. Ниже рассматриваются свойства ПАА.

ПАА  -  высокомолекулярное соединение, сравнительно хорошо растворяется в воде и дает даже при небольших концентрациях высо-ковязкие растворы.

Промышленность выпускает ПАА двух типов: аммиачный и известковый полимер. Продукт выпускается в виде 7-8%-го геля или в виде мелкозернистого белого порошка. В водном растворе ПАА проявляет свойства катионно-анионного полиэлектролита. Гидролизованный ПАА хорошо диссоциирует в воде, отщепляя катионы. Нагревание воды до 70...80 °С улучшает растворимость.

Растворы гидролизованного ПАА имеют пониженное поверхностное натяжение на границе с нефтью. Практика показала, что растворы ПАА снижают свойства при отрицательной температуре.