Мероприятия по предупреждению парафиноотложений

Эксплуатация продуктивных пластов БП₈, БП₉, БП_10-11, БП₁₄. Тарасовского месторождения будет сопровождаться осложнениями, вызванными выпадением парафина, гидратов и солей в нефтепромысловом оборудовании.

Отложение асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) наблюдается на стенках колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и зонах малой скорости потока у штуцеров, муфт и других местах гидравлического сопротивления потоку.

Основной причиной образования парафиноотложений является охлаждение газонефтяного потока до температур, меньших температуры насыщения нефти парафином вследствие разгазирования пластовой нефти и теплообмена.

Интенсивность парафинизации оборудования зависит от нескольких факторов:

- наличия высокого газового фактора;

- физико-химических свойств нефти;

- низкой продуктивности пластов;

- наличия слоев многолетнемерзлых пород;

- темпов обводнения;

- термодинамических условий залегания.

Интенсивное разгазирование нефти при подъеме к устью скважины влечет за собой понижение температуры. Кроме того, происходит удаление из нефти вместе с газом легких фракций углеводородов, являющихся растворителями парафина.

Основу образующихся отложений составляет кристаллическое вещество -парафин, растворенный в нефти. Чем больше содержание парафина, тем выше температура насыщения нефти парафином, и тем больше вероятность интенсивной парафинизации оборудования. Особенно интенсивен процесс парафиноотложения при большом перепаде температур между забоем и устьем скважины, составляющем 50 - 70 °С и выше.

В случаях интенсивной добычи нефти текущее пластовое давление может понизиться до величины давления насыщения нефти газом. Это вызовет понижение границы разгазирования нефти и дополнительное охлаждение газожидкостного потока в средней части НКТ, вследствие чего интенсификация процесса парафиноотложения увеличивается

Отложение АСПВ на стенках глубинного оборудования, работающих и простаивающих скважин зависит также от материала и качества обработки поверхности труб. Чем более гидрофобизирована поверхность оборудования и чем больше степень ее шероховатости, тем интенсивнее идет выпадение парафина при одинаковых технологических режимах работы скважин.

Наличие в нефти тугоплавких парафинов (церезинов с высокой температурой плавления до 90 °С) и их абсолютное содержание в ней - один из определяющих факторов, обуславливающих сцепляемость парафина с поверхностью НКТ.

Отложение тяжелых компонентов нефти на стенках поровых каналов, приводящее к снижению проницаемости пласта, определяется термодинамическими условиями в призабойной зоне и в первую очередь температурой потока нефти. Как известно, фильтрация жидкости или газа в пористой среде сопровождается изменением температуры потока (дроссельный эффект или эффект Джоуля-Томпсона). Это изменение температуры пропорционально дебиту скважины, имеет отрицательный знак для газовых скважин и, как правило, положительный для нефтяных. Поэтому, изменяя дебит (или забойное давление) скважины можно регулировать температуру потока, предупреждая выпадение АСПВ.

В случае разработки низкопродуктивных пластов (скважины с дебитами до 40т/сут.) и незначительной обводненностью (в начальный период) наблю-дается запарафинивание промыслового оборудования на глубине от 0 до 800 м.

Высокие темпы обводнения добываемой продукции приводят к повышению температуры газонефтяного потока, к гидрофилизации поверхности НКТ, что способствует срыву образовавшихся отложений АСПВ с поверхности оборудования и в итоге приводят к снижению парафиноотложения.

В районе деятельности ООО «РН-Пурнефтегаз» действующий фонд составят скважины эксплуатирующие пласты БП₈, БП₉, БП_10-11, БП₁₄ Тарасовского месторождения.

По своим физико-химическим свойствам нефти данных пластов относятся и парафинистым (содержание парафина в нефти 2.6-3.9 %), маловязким, малосмолистым, легким (по плотности).

Нефти с такими свойствами продуцируют плотные отложения, плохо поддающиеся самостоятельному срыву со стенок труб под действием скорости потока.

Так как пласты Тарасовского месторождения расположены в зоне поголетнемерзлых пород, и их продукция характеризуется большим газовым фактором от 160 до 207 мг/м, следует ожидать возникновения парафино-гидратных пробок.

Процесс парафиноотложения будет усугубляться выпадением гидратов в
глубинном оборудовании, поэтому проблема осложнений должна решаться
комплексными методами. Для своевременного выявления парафинопроявляющего фонда скважины необходимо оборудовать термокарманами для замера устьевых температур. При низких устьевых температурах (ниже 35°С) начнется парафинизация оборудования, а при соответствующих условиях (обводненность выше 30%) и гидратоотложение. Наиболее нежелательным будет для таких скважин нарушение технологического режима работы, а также технические неисправности в работе оборудования.

В настоящее время в промысловой практике применяются следующие методы защиты оборудования от парафинизации: механические, химические, тепловые, физические, электрические, адгезионные.

Опыт различных методов защиты показывает, что в зависимости от интенсивности процесса, глубины выпадения АСПВ, способа эксплуатации каждый из этих методов имеет свои области применения.

К адгезиозным способам относится применение футерованных труб с защитными покрытиями. В качестве покрытий используют полимерные, эпоксидные и другие материалы. Применение полимерных порошковых материалов позволяет значительно расширить количество защитных покрытий из нерастворимых материалов, которые не подвергаются старению и механическому износу, надежно защищают подземное оборудование от отложений АСПВ в течении 4-5 лет.

Механические методы очистки НКТ от отложений парафина подразумевают применение скребков различной конструкции.

Химический метод заключается в применении растворителей, депрессаторов и игибиторов парафиноотложения.

Ингибиторы парафиноотложения применяют для предотвращения выпадения АСПВ на стенках НКТ, растворители растворяют парафиновые отложения, депрессаторы снижают температуру застывания нефти.

Физический метод предусматривает применение магнитных акти-ваторов для изменения электромагнитного поля добываемого флюида и тем самым изменяется полярность компонентов нефти за счет чего не образуются крупные соединения углеводородных фракций.

Электрический способ заключается в применении греющих кабелей (ЛЭНов - линейных электронагревателей) для ликвидации парафиновых и гидратных отложений.

Тепловой метод очистки - применение обработок горячей нефтью, водой и продувки паром.

Оптимальная программа борьбы с парафинизацией оборудования предусматривает применение электрических и тепловых методов защиты.

Применение футерованных труб нецелесообразно из-за низких дебитов.

Применение магнитных активаторов будет неэффективно для нефтей с таким составом и свойствами.

Химический метод не рекомендуется из-за того, что для данных отложений не подобранны эффективные растворители. Из-за высокой стоимости реагентов метод может оказаться неэкономичным (без проведения предварительных лабораторных работ по подбору ингибиторов и растворителей на пробах нефтей и отложений АСПВ можно только перечислить применяемые в регионе ароматические и неароматические углеводороды).

Поэтому, для парафино гидратных скважин рекомендуются тепловой и электрический методы, в частности, обработки горячей нефтью с помощью парожидкостных генераторов (установки на базе ППУ).

При обводненности продукции выше 30% рекомендуется прогрев НКТгреющим кабелем (ЛЭН), тем самым предупреждается выпадение гидратов и уменьшается вероятность интенсивной парафинизации.

В дальнейшем, когда запарафинивание скважин будет невысоким (при обводненности выше 75%) необходимы профилактические промывки скважин с помощью горячей нефти или горячей воды с добавлением поверхностно-активных веществ (ПАВ). В качестве ПАВ используют ОП-10, неонол, сульфанол и др.

Нежелательно нагревать нефть выше 100°С, так как можно повредить колодки кабельного ввода на скважинах, оборудованных УЭЦП.

 

3.2 Мероприятия по предупреждению гидратообразования

 

Специфичность процесса гидратообразования заключается в зависимости условий формирования гидратной фазы от термобарических режимов течения газожидкостных смесей с существенным влиянием величины давления в потоке, обводненности продукции и газового фактора.

Формирование гидратных пробок ускоряется при изменении режимов течения: снижении дебита, остановки скважины на продолжительное время, форсированием вывода малодебитньгх газлифтных скважин на режим, при прорыве газа, газовых шапок на забой нефтяных скважин. Образование гидрата происходит в условиях относительно низких температур и повышенных давлений при наличии воды и газа, содержащего гидратообразующие компоненты: метан, этан, пропан, бутан, азот, углекислоту, сероводород. Гидратные пробки обычно на 50% состоят из гидратов, остальные - нефть и механические примеси.

Гидратообразование происходит при температуре более низкой, чем температура начала выпадения парафинов. Поэтому при обводненности менее 50% наблюдается формирование гидратопарафиновых пробок, основу которых составляют парафиновые фракции.

В интервале глубин 500 - 800 м обычно формируются парафиновые отложения, 200 - 500 м - парафино-гидратные, выше 200 м - гидратные.

Так как на данном месторождении существуют криолитозоны, то на образование гидратов может повлиять кривизна ствола добывающих скважин.

При отклонении ствола скважин от вертикали в интервале залегания многолетне мерзлых пород увеличивается длина отрезка обсадной колонны. Если мощность криолитозоны принять 300 м, а угол отклонения от вертикале 20 градусов, то снижение температуры в скважине составит 1.9 °С.

В таблице 3.1 приведены результаты расчета температурного режима скважины с дебитом 50 т/сут. в зависимости от различных углов отклонения от вертикали в интервале залегания ММП (многолетнемерзлых пород).

 

Таблица 3.1 - Снижение температуры t в скважине в зависимости от угла отклонения в интервале ММП.

Мощность		Угол	отклонения
ММП, м.
	0.46	1.9		9.2
	0.66	2.7	6.6	13.3

 

Видно, что угол отклонения 10-20 градусов не оказывает существенного влияния на температурный режим скважины. Однако, при меньших дебитах угол отклонения 20 градусов может привести к значительным снижениям температуры.

Отклонение ствола скважины более 20 градусов может увеличить расслоение водо-газо-нефтяной эмульсии, что, в свою очередь, увеличит вероятность формирования гидратных пробок.

Расчетная температура гидратообразования составила 25°С.

Борьба с гидратообразованием может осуществляться:

- выбором безгидратного режима работы скважин, если пластовая температура и продуктивность достаточно высоки;

- ингибированием процесса гидратообразования при постоянном или периодическом дозировании ингибитора гидратообразования через затрубное пространство к башмаку НКТ;

- применением специальных технологических операций или их сочета-ний.
При остановках скважин, в которых возможно образование гидратных пробок, необходимо осуществлять одну из следующих операций:

- понижение уровеня жидкости в лифтовых трубах посредством выпуска в линию газа из затрубного пространства;

- закачка в трубы 300 - 500 л водного раствора СаС12 плотность не менее 1.2г/см³ с добавкой ПАВ;

- закачка в НКТ половины их объема безводной нефти (не менее 1 м³).

Наиболее простой способ ликвидации гидратов с помощью горячей нефти. Используется для скважин с низким уровнем нефти в затрубном пространстве (не выше 800-ЮООм) и при условии ограниченной приемистости пласта.

Горячая нефть не более 10 м³ закачивается в затрубное пространство скважин агрегатом АДП. Полное разрушение происходит через 2-3 часа. Основное достоинство метода состоит в том, что воздействие на гидраты осуществляется по всей длине одновременно, что исключает возможность их повторного образования.

Если создать тепловую волну не удается из-за хорошей приемистости, необходимо подавать горячую нефть в течении 2-3 часов, а затем немедленно продавить жидкость на забой агрегатом ЦА-320 м, используя в качестве продавочной жидкости безводную нефть или раствор хлорида кальция. Однако в случае формирования парафиногидратных пробок создание тепловой ванны Может привести к отрицательному результату вследствие расплавления парафина верхней части скважины и последующего его замерзания на более низких интервалах, что может привести к созданию монолитных парафиновых пробок.

Для удаления гидратных псевдо-парафиногидратных отложений используется промывка НКТ горячим раствором хлорида кальция. Водный раствор СаС1₂ (плотность не менее 1.2 г/см²) нагревается до 80°С и подается через противовыбросовое устройство полым штангом.

Электронагрев можно использовать как для предупреждения, так и для ликвидации гидратных отложений. Достоинством метода являются экологическая чистота технологии, простота обслуживания, автоматизация процесса с дистанционным управлением.

Электронагрев с применением монтируемых внутри НКТ кабелей применим в фонтанных и оснащенных ЭЦН скважинах.

В качестве ингибитора гидратообразований применяют метанол, который дозируют в затрубное пространство скважин с помощью дозировочной техники. Недостатком метода является применение ядовитого вещества (ПДК = 5 м²/м³), способного проникать в организм через неповрежденную кожу.

Таким образом, для данного месторождения рекомендуются электрический метод и проведение обработок хлоридом кальция.