Мероприятия по борьбе с АСПО при добычи нефти на Быстринском месторождении

Мероприятия по борьбе с АСПО при добычи нефти на Быстринском месторождении ...

Введение……………………………………………………………..
Общий раздел………………………………………………………..
Общие сведения о месторождении…………………………………
Нефтегазоносность………………………….……………………….
Свойства нефти и газа……………………………………………….
Текущее состояние фонда скважин…..…………………………….
Технико – эксплуатационная характеристика добывающих скважин……………………………………………………………….
Технологический раздел……………………………………………
Общая характеристика отложений…………………………………
Влияние состава и характеристик нефтей на образование АСПО.
Парафины…………………………………………………………….
Смолистые и асфальтеновые вещества…………………………….
Классификация АСПО………………………………………………
Распределение парафиновых отложений в НКТ и оборудовании..
Условия и механизм образования АСПО………………………….
Роль температурного градиента…………………………………….
Влияние давления и газового фактора……………………………..
Факторы скорости потока и состояния поверхности оборудования…………………………………………………………
Прогнозирование парафинообразования…………………………..
Методы борьбы с отложениями парафинов……………………….
Тепловые методы…………………………………………………….
Механические методы……………………………………………….
Физические методы………………………………………………….
Химические методы…………………………………………………
Ингибиторы парафинообразования………………………………...
Ингибиторы адгезионного действия (смачиватели)………………
Применение полиакриламида………………………………………
Модификаторы………………………………………………………
Ингибиторы моющего (детергентного) действия…………………
Ингибиторы парафиноотложений типа СНПХ-7000……………...
Способы подачи ингибиторов в скважины………………………...
Технология депарафинизации скважин и оборудования растворителями и диспергаторами…………………………………
Безопасность и экологичность проекта…………………………….
Безопасность труда при проведении обработки ПЗП……………..
Требования безопасности при проведении подготовительных работ…………………………………………………………………..
Требования безопасности перед началом работ…………………...
Требования безопасности при выполнении работ…………………
Требования безопасности по окончании работ……………………
Требования пожарной безопасности……………………………….
Экологичность проекта……………………………………………...
Охрана атмосферного воздуха………………………………………
Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения………...
Охрана земель, лесов, флоры и фауны от вредного воздействия...
Чрезвычайные ситуации…………………………………………….
Заключение…………………………………………………………...
Список использованных источников……………………………… 7
9
9

Введение

Проблема борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) в нефтяной отрасли на протяжении последних десятилетий остаётся важной и туальной.
Отложение парафина, смол и асфальтеновых веществ
из нефти в призабойной зоне пласта (ПЗП) и на поверхности нефтепромыслового оборудования является одним из серьёзных осложнений при эксплуатации скважин.
Асфальтосмолопарафиновые отложения снижают фильтрационные характеристики пласта, закупоривают поры, уменьшают полезное сечение насосно-компрессорных труб (НКТ) и, как следствие, значительно снижают добычу нефти, увеличивают расход электроэнергии при механизированном способе добычи, приводят к повышенному износу оборудования.
Борьба с отложениями определяется конкретными условиями месторождения и ведётся по двум направлениям: удаление уже сформировавшихся осадков и предотвращение образования АСПО.
Наиболее распространёнными методами удаления АСПО в мировой практике являются механические, тепловые и химические.
Предотвращение образования АСПО достигается введением в поток добываемой нефти реагентов, являющихся ингибиторами отложений (смачиватели, модификаторы, депрессаторы, диспергаторы), или применением специальных покрытий на поверхности оборудования.
К настоящему времени в нефтяной отрасли России химическими составами обрабатывается около 10 % эксплуатационного фонда, осложненного парафиноотложениями. В результате обработки существенно увеличивается продуктивность и межочистной период (МОП) скважин с эффектом последействия до нескольких месяцев.
Применение различных технологий интенсификации добычи позволяет вовлекать в производство ранее не извлекаемые запасы и обеспечивает увеличение коэффициента нефтеизвлечения в среднем на 5-7%.
Известно, что нефть и асфальтосмолопарафиновые отложения являются потенциальными загрязнителями окружающей среды. Решение экологических проблем требует внедрения технологий, гарантирующих минимальное загрязнение природной среды и недр при надёжной и бесперебойной работе добывающих скважин.
Одной из важнейших проблем эксплуатации нефтяных месторождений является борьба с отложениями парафина и асфальто-смолистых веществ (АСПО) на соприкасающихся с нефтяным потоком поверхностях нефтедобывающего и нефтепроводного оборудования. На характер и интенсивность отложений существенное влияние оказывают геологические свойства нефти, скорость ее движения, физико-химические свойства, газонасыщенность потока, обводненность добываемой жидкости и др. факторы.
В зависимости от свойств нефти и условий ее подъема на поверхность, на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб могут образовываться АСПО в самых различных пределах. В настоящее время вопросы механизма отложений парафина и асфальтосмолистых веществ изучены довольно обстоятельно на месторождениях многих регионов.
Однако процесс парафинизации нефтепромыслового оборудования происходит в каждом конкретном случае со своими специфическими особенностями, которые определяют выбор наиболее эффективных методов и средств борьбы с АСПО.

По НКТ прокачивали соляную кислоту, которая в реакционном наконечнике вступала в экзотермическую реакцию с магнием.Иногда этот подогрев призабойной зоны совмещали с кислотной обработкой пластов, сложенных карбонатными породами. Избыток кислоты, подогретой за счёт реакции, использовали на кислотную обработку призабойной зоны. В этом случае такую комбинированную обработку называют термокислотной (ТКО).По технологическим схемам осуществления реакции магния с соляной кислотой можно выделить внутрипластовую термохимическую обработку (ВПТХО), внутрискважинную термохимическую обработку (ВСТХО) и комплексную внутрипластовую кислотную обработку обводнённой скважины (КВПКО). В литературе известны способы удаления АСПО за счёт использования тепла и других экзотермических реакций, в частности, взаимодействия нитрита аммония и соляной кислоты [14]. Усиление эффекта в этом случае достигается введением в состав закачиваемой жидкости углеводородных растворителей и ПАВ.2.6.3 Физические методыК физическим методам борьбы с АСПО относятся методы, основанные на применении магнитных, электромагнитных полей, механических и ультразвуковых колебаний.В настоящее время наиболее перспективными являются устройства, предотвращающие образование АСПО, на основе постоянных магнитов. Защита от отложений осуществляется под действием магнитного поля в результате формирования АСПО в объёме потока, а не на поверхности оборудования, с последующим флотационным их выносом на устье скважины [1, 16, 17].В нашей стране магнитные депарафинизаторы различных конструкций выпускает НПК «Новые технологии» (г. Нижневартовск) и ряд других научно-производственных фирм.В ОАО «ПермНИПИнефть» были созданы новые скважинные и наземные магнитные аппараты на основе современных высокоэнергетических магнитных материалов [19].Промысловые испытания магнитных аппаратов, проведённые на добывающих скважинах некоторых месторождений Пермской области, показали их высокую эффективность (на уровне лучших традиционных средств защиты от АСПО), экономичность, экологическую чистоту и продолжительность работы без затрат в процессе эксплуатации.Межочистной период в испытуемых скважинах возрастал в несколько раз, а добыча нефти увеличилась в два и более раза. Экономический эффект, полученный за один МОП работы скважины с магнитным аппаратом, превышает стоимость последнего в 10-15 раз.Исследования и испытания, проведённые в ОАО «ПермНИПИнефть», ЗАО «Лукойл-Пермь» и ОАО «Лукойл-Пермнефть» подтвердили, что магнитная обработка флюидов является перспективной комплексной технологией защиты нефтепромыслового оборудования от АСПО, солей и коррозии [19].Перспективным методом обработки ПЗП с точки зрения эффективности и экологической чистоты является также метод электроразрядного воздействия [20]. Обязательными условиями реализации данного метода являются остановка работы скважины, заполнение скважины до устья жидкостью глушения и освобождение её от подземного оборудования (НКТ, насоса).Электроразрядное устройство состоит из трёх основных частей: наземной – преобразователя частоты, погружной – генератора импульсных токов и соединительной – геофизического кабеля.Отличительной особенностью электроразрядной технологии является возможность получения импульсного давления в локальной зоне продуктивного горизонта. Установлено, что очистка обсадной колонны и перфорационных отверстий от отложений происходит в результате возникновения в них окружных напряжений, которые значительно превышают предел прочности отложений.Среди методов борьбы с АСПО отметим вибрационный, который уже достаточно давно известен, но не нашёл широкого промышленного применения.Метод заключается в искусственном создании вибрации стенок труб, при этом выделяющийся из нефти парафин, не имея возможности плотно осесть на вибрирующей поверхности, уносится жидким потоком.Интересным является применение акустических колебаний не только с целью увеличения межочистного периода скважин, но и для увеличения приёмистости пластов, особенно с низкопроницаемыми коллекторами. Так, в ОАО «Роснефть – Ставропольнефтегаз» для этой цели был разработан гидравлический вибратор и технология для воздействия с его помощью на призабойную зону пласта [15]. Вибратор опускается в скважину и устанавливается в средней части интервала перфорации пласта, затем производится прокачка через него одной из жидкостей: водного раствора ПАВ, конденсата или кислотных растворов без подъёма НКТ. Применение данной технологии позволило значительно увеличить дебит нефти на скважинах ряда месторождений Ставрополья.2.6.4 Химические методыХимические методы удаления и предупреждения отложений парафина широко применяются в нашей стране и за рубежом [23-29, 1, 30, 31]. Реагенты и их композиции, используемые в этих процессах, можно разделить на две большие группы – растворители (удалители) и ингибиторы. Назначение первых состоит в удалении АСПО в растворённом или диспергированном состоянии с поверхности труб и оборудования. Для предотвращения парафиноотложений применяют ингибиторы, в основе действия которых лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и твердой поверхностью. По этому признаку ингибиторы подразделяются на смачивающие (гидрофилизирующие), модифицирующие, моющие (детергентного действия), депрессаторы и диспергаторы [26, 27, 32].Механизм действия смачивающих агентов сводится к образованию на поверхности металла труб гидрофильной пленки, препятствующей адгезии кристаллов парафина к трубам и создающей условия для их выноса потоком жидкости. Условием эффективного применения агентов этой группы является отсутствие каких либо отложений на трубах перед использованиемингибиторов.Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, ослабляя процесс укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения.Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции их молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению. Депрессаторы снижают температуру застывания нефти.Модификаторы и депрессаторы сходны по результату действия в процессе предотвращения образования плотных отложений и их часто объединяют в одну подгруппу. Естественными депрессаторами являются асфальтены, содержащиеся в нефти.Диспергаторы – химреагенты, обеспечивающие повышение теплопроводности нефти и, следовательно, замедляющие процессы кристаллизации парафина. В результате время пребывания парафина во взвешенном состоянии в потоке и вероятность его подъёма потоком жидкости увеличивается.Ингибиторы моющего действия включают в основном нефте-маслорастворимые неионогенные, катионные и анионные ПАВ. Действие ингибиторов моющего типа заключается в следующем:- ингибитор растворяется в нефти непосредственно или через контакт фаз вода–ингибитор–нефть;- алкановые блоки ПАВ внедряются в парафиноотложения в момент фазового перехода в твёрдое состояние и сокристаллизуются с ними;- гидрофильные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в воде, стенках оборудования;- гидрофобные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в нефти;- полярные анионные и катионные группы ПАВ воздействуют на зарождение, рост кристаллов и величину частиц дисперсии асфальтосмолопарафиновых отложений;- двигаясь с потоком продукции скважин, ингибиторы поддерживают парафиноотложения в мелкодисперсном состоянии, обеспечивая отмыв зародышей кристаллов со стенок НКТ и нефтепромыслового оборудования.Технологическая схема подачи ингибитора определяется способом эксплуатации скважин и может производиться непрерывно или периодически.Непрерывная подача ингибитора производится наземным или глубинным дозировочным устройством.Периодическая подача осуществляется устройством гидростатического действия или насосным агрегатом.Непрерывная или периодическая подача ингибитора наземными дозаторами осуществляется в затрубное пространство скважин: фонтанных, газолифтных, а также оборудованных электроцентробежными или штанговыми насосами. Глубинные дозировочные устройства устанавливаются на хвостовике НКТ в скважинах, оборудованных штанговыми насосами.Использование химических реагентов для борьбы с АСПО во многих случаях совмещается с защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии, солеотложений, процессом разрушения (предотвращением образования) устойчивых водонефтяных эмульсий.Выбор конкретных химических реагентов базируется на точном знании состава АСПО, механизма его формирования и исследовании выбранного химического реагента (композиции реагентов) в условиях лаборатории на применимость к конкретному составу отложений.Окончательное решение зависит от объективного технико-экономического анализа, проводимого после промышленного испытания выбранного способа.Исследования показали, что самым эффективным и экономичным для данных условий методом борьбы с АСПО является применение химических реагентов.Применение химических реагентов ведётся по двум направлениям: удаление уже сформировавшихся АСПО и предотвращение их образования. Для удаления АСПО с поверхности нефтепромыслового оборудования используются привозные растворители: гексановая и этилбензольная фракции, изопропиловый спирт, состав ЭРА.2.7 Ингибиторы парафинообразования2.7.1 Ингибиторы адгезионного действия (смачиватели)Основу ингибиторов адгезионного действия составляют: полиакриламид (ПАА), силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных ПАВ (органических аминов, сульфатов, фосфатов и др.). К этой группе ингибиторов, которую называют «смачиватели», относятся реагенты со следующими индексами: полиамфолит СПА, Е2846–I, E2846–II (фирма «Хехст» ФРГ), РБИ–1, РБИ–2, ИКБ–1, ИКБ–2 и др. [9].Механизм действия ингибиторов этой группы заключается в гидрофилизации металлической поверхности нефтепромыслового оборудования полимерным высокомолекулярным полярным адсорбционным слоем. Этот слой является как бы смазкой для неполярной парафиносодержащей нефтяной фазы, обеспечивающей сокращение отложений на поверхности оборудования.В основе технологии применения ингибиторов адсорбционного действия лежит периодическая обработка нефтепромыслового оборудования водным раствором реагента с последующим осаждением его на трубах в течение определённого времени.Технология имеет ряд недостатков: периодические остановки (простой скважин), смыв слоя со стенок водонефтяным потоком, ограничение эффективной защиты участком обработки, загрязнение оборудования реагентом.2.7.2 Применение полиакриламидаВ последние годы на промыслах страны используется гидролизованный полиакриламид (ПАА). ПАА – высокомолекулярное соединение, сравнительно хорошо растворяется в воде и даёт даже при небольших концентрациях высоковязкие растворы.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 70–80С улучшает растворимость.Растворы гидролизованного ПАА имеют пониженное поверхностное натяжение на границе с нефтью.В целях предупреждения парафиноотложений ПАА применяют два способа обработки НКТ.Первый. Создание слоя покрытия на внутренней поверхности труб в композиции с другими веществами (например, с жидким стеклом). В данном случае применяют высоковязкий раствор ПАА с концентрацией до 2 % и жидкого стекла до 3 %. Покрытие производят в специальных ваннах. Предварительно очищенные и обезжиренные трубы погружают в ванну, выдерживают 20 мин, устанавливают на стеллажи под некоторым уклоном, примерно через сутки спускают в скважину.Второй. Производится периодическая подача 0,05–0,1 % раствора ПАА в затрубное пространство скважины. После подземного ремонта скважины с полной очисткой НКТ в затрубье заливают 1,5–2 м3 раствора ПАА указанной концентрации и скважину пускают в работу. В дальнейшем через 10–15 сут периодически заливают в затрубное пространство 200–300 л 0,1 % раствора. Это позволяет восстанавливать гидрофильную пленку на поверхности НКТ. В зависимости от дебита скважины, применяемого подземного оборудования, а также обводнённости, периодичность обработки скважины ПАА составляет от 7 до 20 сут и более. Для скважин, оборудованных ЭЦН, необходимо применять раствор с концентрацией 0,05 %. Периодичность обработки скважин, оборудованных ЭЦН, на 50–60 % больше, чем оборудованных ШГН.Растворы полиакриламида также с успехом могут применяться для предупреждения парафиноотложений в выкидных линиях и нефтесборных коллекторах.На подготовку нефти растворы полиакриламида отрицательного влияния не оказывают.2.7.3 МодификаторыИнгибиторы-модификаторы включают нефтерастворимые полимеры: атактический полипропилен с молекулярной массой 2000–3000; низкомолекулярный полиизобутилен с молекулярной массой 8000–12000; сополимеры этилена с непредельными сложными эфирами, кислотами (винилацетатом, акриловой и метакриловой кислотами, малеиновым ангидридом и т.д.).Реагенты-модификаторы имеют следующие обозначения: ДН-1, ВЭС-501, Азолят-7, С4160, С4117, СЭВА-28, полиизобутилен КП-10 и др.Ингибиторы модифицирующего действия изменяют кристаллическую структуру парафинов в момент возникновения твердой фазы. В результате образуются дендритные недоразвитые кристаллы парафина, структурно не соединённые друг с другом в аморфной нефтеароматической вязкоупругой наименее застывающей жидкой фазе нефти. Вязкоупругая незастывающая фаза нефти является средой, препятствующей осаждению парафина на стенки оборудования.Технология применения модификаторов предусматривает непрерывную подачу реагента в нефть при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина.2.7.4 Ингибиторы моющего (детергентного) действияВ эту группу ингибиторов моющего действия включают в основном поверхностноактивные вещества. К ним относятся следующие реагенты: ХТ-48, ХТ-54, ХТ-65 (фирма «Петролайт», США), Коррексит–7815, Коррексит–7826, Коррексит–7833, Антипар 5-30, Антипар Д-10, Пластол PL-11, Пластол PL-12 (Югославия), ИПС-1, ИПС-2, ингибиторы типа СНПХ-7000 и др.Перечисленные реагенты обладают высокими отмывающими свойствами по отношению к нефти и парафиноотложениям и диспергирующими свойствами по отношению к последним.К ингибиторам данной группы относятся и так называемые детергенты-удалители: ОП-10, РБД-3, РБД-4, РБД-5.В качестве детергентов удалителей широко используются водорастворимые реагенты группы ингибиторов-смачивателей: органические сульфаты, фосфаты, сульфонолы, а также полиакриламид. Типичными представителями детергентов-удалителей, по механизму действия аналогичных смачивателям, являются МЛ-72 и МЛ-80. Для создания высокоэффективных детергентов-растворителей используются композиции парафиноароматических углеводородов С6–С20 с добавками ингибиторов-смачивателей или модификаторов. К ним относятся Виско-914, Виско-4700 (фирма «Налко», США), MEN-234, MEN-240, MEN-261, MEN-262 (фирма «Петролайт», США), Антипар PL-282, Антипар KS-2 и др.Эти реагенты содержат в основном углеводородные растворители (более 95 %), а также добавки высокомолекулярных соединений, обладающих смешанным действием: диспергирующе-смачивающим, моюще-смачивающим, диспергирующе-депрессорным и др.Технология использования ингибиторов моющего действия предусматривает диспергирование и отмыв зародышей кристаллов, образующихся как в объёме, так и на стенках оборудования при условии непрерывной подачи реагента в нефть при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина.2.7.5 Ингибиторы парафиноотложений типа СНПХ-7000Изучение моющих поверхностно-активных веществ и первые опыты применения зарубежных ингибиторов фирмы «Петролайт» показали целесообразность создания на базе отечественного сырья и технологических мощностей новых эффективных ингибиторов парафиноотложений моющего действия и их внедрение на нефтепромыслах.За последние годы в ОАО «НИИнефтепромхим» разработан широкий ассортимент отечественных ингибиторов парафиноотложений типа СНПХ-7000, которые относятся к ингибиторам моющего (детергентного) действия [27, 36].Производство ингибиторов типа СНПХ-7000 позволило сократить объёмы закупок зарубежных ингибиторов.По химическому составу ингибиторы этого типа представляют собой сложную смесь неионогенных, катионных, анионных или амфотерных ПАВ с ароматическими растворителями. Ниже приводятся свойства некоторых из них.СНПХ-7214 представляет собой оксиалкилированные алкилфенолы с различными добавками в растворителе Нефрас А 120/200. Предназначен для предотвращения отложений органического характера в подземном оборудовании и трубопроводах, хорошо растворяется в нефти. Плотность 950–960 кг/м3. Вязкость при 20С равна 3,2 мПа·с. Температура застывания минус 60С. По пожароопасности относится к группе легковоспламеняющихся жидкостей ЛВЖ 3-го разряда.СНПХ-7215 М представляет собой оксиалкилированные алкилфенолы в ароматическом растворителе с азотосодержащей добавкой. Прозрачная жидкость от светло-жёлтого до светло-коричневого цвета. Растворяется в нефти, в воде диспергирует. Плотность 957 кг/м3. Температура застывания минус 40С. Легковоспламеняющаяся жидкость. Температура вспышки 49С, самовоспламенения – 411С.Как показали исследования, эффективная область применения ингибиторов типа СНПХ-7000 по маркам связана (коррелируется) с некоторыми свойствами добываемых нефтей, в частности, с соотношением содержания в нефтях парафина, смол и асфальтенов (таблица 2.4).Повышенная плотность реагентов в сравнении с нефтью позволяет применять их по технологии дозирования с устья скважины в затрубное пространство. Относительная нерастворимость реагентов в пластовой воде обеспечивает их взаимодействие только с нефтяной фазой, сокращая тем самым расход ингибитора. Эмульгируемость реагентов в пластовой воде позволяет применять их эффективно как в условиях безводных, так и обводненных нефтей.Наилучшими условиями применения ингибиторов типа СНПХ-7000 является непрерывная дозировка реагентов в нефть (50–100 г на 1 т нефти). Возможна периодическая (приравненная к непрерывной) дозировка через 2–3 сут и более при дозировке 100–250 г на 1 т нефти. Рациональная периодичность подачи ингибиторов типа СНПХ-7000 связана с уровнем жидкости в затрубном пространстве скважин. При повышении уровня жидкости в затрубном пространстве возможно увеличение периода между дозировками.Моющие свойства ингибиторов способствуют постепенному удалению накопившихся отложений с поверхности трубопроводов и ёмкостей.Ингибиторы обладают умеренной токсичностью. Они не влияют на процессы нефтепереработки и качество нефтепродуктов.2.8 Способы подачи ингибиторов в скважиныНа нефтепромыслах применяют различные способы подачи ингибиторов в скважины. Основные – периодическая обработка НКТ и непрерывная дозированная подача реагентов.Периодическая «задавка» ингибитора одинакова для фонтанных скважин и скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Данный способ предполагает разовую подачу определённого объёма раствора насосным агрегатом через затрубье скважины без подъёма оборудования. Такой способ прост, технологичен, однако, как отмечают исследователи, нерентабелен, так как эффект непродолжителен по сроку действия. Вместе с добываемой жидкостью достаточно быстро выносится основное количество ингибитора.Непрерывное дозирование осуществляется с помощью специальных дозировочных устройств [27, 1].Наземными дозировочными устройствами типа УДГ, УДС, УДЭ ингибиторы подаются в затрубное пространство фонтанных, а также оборудованных ЭЦН и ШГН скважин.Дозирующее устройство гидростатического типа (УДГ) состоит из дозатора, соединяющегося с затрубным пространством скважины и заправочной ёмкостью с помощью быстросъёмных беспрокладочных соединений. Ёмкость устанавливается на станине станка-качалки или эстакаде с таким расчетом, чтобы обеспечить статический напор жидкости в дозаторе 1,0–1,5 м.Устройство УДС располагается у станка-качалки. Нагнетательный трубопровод присоединяется к затрубному пространству скважины, а рычаг дозировочного насоса посредством гибкой тяги – к балансиру станка-качалки.