Обзор технологий для предотвращения образования АСПО в скважинах первомайской группы месторождений ПАО «Оренбургнефть». Аспо расшифровка нефть


Обзор технологий для предотвращения образования АСПО

ПАО «Оренбургнефть» с 1982 года ведет разработку месторождений Первомайской группы, состоящей из 14 месторождений, крупнейшие из которых Росташинское, Гаршинское, Зайкинско-Зоринское и Давыдовское. Всего в эксплуатации находятся восемь основных объектов разработки с общим фондом добывающих скважин свыше 220 единиц.

Большинство объектов разработки залегают на значительных глубинах (средняя глубина 4000 м по вертикали) и характеризуются высоким газосодержанием (среднее значение газового фактора 705 м3/т), высоким давлением насыщения (в среднем 236 атм) и повышенной температурой пласта (в среднем 83°С). Соответственно, эксплуатация скважин данного фонда любым механизированным способом осуществляется в особо сложных и неблагоприятных условиях.

Рис. 1. Распределение нефтей Первомайской группы по содержанию парафинов

Согласно общепринятой технологической классификации (ОСТ 38.01197-80) нефти Первомайской группы относятся к парафинистому (от 1,5 до 6% масс.) и высокопарафинистому типам (более 6% масс.) (рис. 1).

Формирование газожидкостной смеси (ГЖС) в межтрубном пространстве добывающих скважин происходит в условиях низкой обводненности продукции (12%) и высокого газового фактора. При движении ГЖС от глубины динамического уровня к устью скважины температура смеси снижается и в результате нарушения фазового равновесия углеводородов в смеси происходит их частичное выделение в виде твердых или мазеобразных тяжелых фракций, представленных парафином, смолами и асфальтенами. Иными словами, внутрискважинная парафинизация оборудования связана с охлаждением газонефтяного потока вследствие разгазирования пластовой жидкости и теплообмена до более низких температур относительно температуры насыщения нефти парафином.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА И СВОЙСТВ КОМПОНЕНТОВ НЕФТИ И АСПО

Для эффективной борьбы с формированием на внутрискважинном оборудовании АСПО, прежде всего, необходимо определить химический состав и физико-химические свойства компонентов отложений. Специалисты лаборатории ООО «СамараНИПИнефть» определили физико-химические свойства проб нефти и АСПО, которые были получены из скважин, разрабатывающих объект Д4 Гаршинского месторождения – один из наиболее проблемных объектов разработки.

Таблица. Состав пробы АСПО

В ходе лабораторных испытаний был определен элементный состав пробы АСПО, отобранной из скважины Гаршинского месторождения. Проба представляла собой корку светло-бурого цвета и тонко-смолистой структуры, что свидетельствовало о постепенном характере образования и накопления отложений. В качестве вторичных минералов в составе образцов были выявлены незначительные по концентрации механические примеси. Элементарный состав пробы АСПО представлен в таблице.

Согласно результатам испытаний плотность нефти Гаршинского месторождения составляет 0,7822 г/см3, что позволяет отнести ее к группе очень легких (< 0,81 г/см3). Для очень легких нефтей характерно низкое содержание смолистых и асфальтеновых веществ (САВ), что подтвердилось экспериментальными данными лаборатории ООО «СамараНИПИнефть»: содержание САВ в нефти Гаршинского месторождения – 0,63% (доля силикагелевых смол – 0,61% масс.; доля асфальтенов – 0,02% масс.), что значительно меньше средних по провинции значений для легкой группы нефтей (2,2%).

Согласно теории А.В. Шарифуллина, Л.Р. Байбекова и Р.Ф. Хамидуллина, изложенной в статье «Состав и структура АСПО отложений Татарстана» (Технологии нефти и газа. 2006. №4. С. 34-41) содержание асфальтосмолистых компонентов в нефти обратно пропорционально содержанию парафиновых компонентов: чем выше доля асфальтосмолистых веществ в нефти, тем меньше будет содержаться в ней парафинов. Эта закономерность подтвердилась в ходе лабораторных испытаний: по результатам анализов содержание парафина в нефти пласта Д4 Гаршинского месторождения составляет 9,24%, силикагелевых смол и асфальтенов – 0,61 и 0,02% соответственно.

Описанная зависимость обусловлена характером взаимного влияния парафинов, смол и асфальтенов: прежде чем парафин выделяется на поверхности скважинного оборудования, структура его кристаллов преобразуется таким образом, что, соединяясь между собой, отдельные кристаллы образуют сплошную решетку, подобную широкой ленте. В такой форме адгезионные свойства парафина многократно усиливаются – его способность «прилипать» к твердым поверхностям значительно повышается.

Таким образом, нефть Гаршинского месторождения характеризуется аномально высоким содержанием парафина и крайне низким содержанием САВ по сравнению с нефтями девонского типа Волго-Уральской газонефтяной провинции (ГНП), и данное соотношение парафинов и САВ обуславливает остроту проблемы парафиноотложений на глубинно-насосном оборудовании (ГНО) Гаршинского месторождения.

Рис. 2. Фракционный состав нефти (по Энглеру) пласта Д4 Гаршинского месторождения

Содержание механических примесей в отобранной пробе пластового флюида оказалось незначительным (менее 100 мг/л), что следует считать положительным фактором, так как мехпримеси могут служить центрами кристаллизации, способствующими структурообразованию в нефтяной системе и повышению интенсивности отложений. Фракционный состав нефти характеризуется широким температурным интервалом выкипания и довольно высоким выходом остатка с температурой выше 300°С – 36% масс. (рис. 2).

Важным показателем для процессов удаления АСПО служит температура плавления парафина, которая позволяет оценить подвижность АСПО. Чем выше температура плавления, тем больше в составе отложений высокомолекулярных, тугоплавких соединений, и прежде всего н-парафинов, и тем труднее данные отложения удаляются. Температура плавления парафина находится в прямой зависимости от массовой концентрации смол и в обратной – от концентрации асфальтенов.

Температура плавления парафина в нефти Гаршинского месторождения составляет 63°С, что указывает на наличие в их составе более низкомолекулярных алканов с низкой растворимостью. Парафиновые углеводороды служат основными структурообразующими компонентами АСПО для нефтей пласта Д4 Гаршинского месторождения.

ЛАБОРАТОРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ ИНГИБИТОРОВ АСПО

На следующем этапе работы лабораторией ООО «СамараНИПИнефть» в соответствии с действующими локальными нормативными документами (ЛНД) Компании были проведены испытания 21 ингибитора АСПО отечественного и зарубежного производства с целью определения технологической эффективности. По результатам испытаний лишь один реагент – «Пральт-11 марка Б2» (производства компании ООО «Вираж» г. Казань) – показал требуемую эффективность, свыше 70%.

Целью дальнейших лабораторных испытаний стало определение адсорбционно-десорбционных характеристик данного реагента. Были проведены фильтрационные испытания по закачке реагента в пласт на модели керна (в качестве насыпной модели пласта использована фракция из естественного керна) и получены следующие результаты.

Во-первых, изучение поверхности фракции показало, что исследуемая фракция практически не содержит микропор, удельная поверхность составила 0,042 м2/г. Таким образом, основное количество реагента будет сорбироваться на внешней поверхности частиц.

Во-вторых, была определена изотерма межфазного натяжения по методу вращающейся капли. Полученная зависимость показала, что реагент не обладает высокой поверхностной активностью.

В-третьих, результаты расчетов показали, что ингибитор АСПО обладает низкими сорбционными свойствами, величина адсорбции составляет 0,0015 г/м2. Полученные результаты свидетельствуют о низком содержании в составе реагента поверхностно-активных компонентов, обладающих высокими сорбционными свойствами.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

В рамках дальнейшего развития работы были рассмотрены шесть технологий предотвращения отложения АСПВ, предлагаемых различными компаниями-производителями. Цель анализа заключалась в подборе оптимальных с технологической и экономической точек зрения технологий для условий Первомайской группы месторождений.

1. Технология подачи химического реагента с помощью капиллярной трубки. Данная технология удовлетворяет всем условиям эксплуатации скважин на Первомайской группе месторождений, однако несет в себе риск механического повреждения капиллярного трубопровода при спускоподъемных операциях во время проведения ТКРС.

2. Технологии подачи химического реагента с помощью капилляра в составе кабеля УЭЦН и применение шлангокабельной продукции с каналом для подачи ингибитора. Данные технологии не удовлетворяют условиям Первомайской группы месторождений по глубине спуска УЭЦН свыше 4 000 м.

3. Технология дозирования химического реагента при помощи погружного скважинного контейнера и технология закачки ингибитора в пласт. У обеих технологий технологический недостаток заключается в ограниченной продолжительности защиты погружного оборудования.

4. Технология электропрогрева. Данная технология удовлетворяет всем условиям Первомайской группы, и одним из ее преимуществ можно считать универсальность применения для различных объектов разработки с разными физико-химическими параметрами добываемой продукции.

В результате проведенного анализа оптимальными для рассматриваемых условий были признаны две технологии.

ПОДАЧА ХИМИЧЕСКОГО РЕАГЕНТА С ПОМОЩЬЮ КАПИЛЛЯРНОЙ ТРУБКИ

Для дальнейшей проработки технологии была выбрана армированная капиллярная трубка как наиболее стойкая к разгерметизации и повреждению при эксплуатации и спускоподъемных операциях и полностью удовлетворяющая условиям эксплуатации Первомайской группы месторождений: глубина спуска более 4000 м, гидростатическое давление до 400 атм.

Тем не менее, недостаток всех технологий с применением химреагентов состоит в отсутствии универсального ингибитора АСПО для всех типов нефтей Первомайской группы месторождений.

Проведенный экономический анализ применения данной технологии показал, что внедрение технологии «Бронированная капиллярная трубка» окупится за 1,2 года.

ТЕХНОЛОГИЯ ЭЛЕКТРОПРОГРЕВА

Рис. 3. Моделирование в программном комплексе Ansys работы нагревательного кабеля с его расположением внутри колонны НКТ (слева) и на внешней поверхности колонны НКТ (справа)

На основании проведенного теплотехнического расчета и компьютерного моделирования в универсальной программной системе конечно-элементного анализа Ansys наибольшую эффективность показало размещение нагревательного кабеля на внешней поверхности колонны НКТ (рис. 3).

Проведенный экономический анализ применения данной технологии показал окупаемость технологии электропрогрева в пределах 1,7 года.

На основании полученных результатов специалисты ПАО «Оренбургнефть» провели оценку потенциала внедрения перечисленных технологий. Фонд скважин для внедрения данных технологий составляет свыше 30% осложненного фонда месторождений Первомайской группы.

Другие статьи с тегами: АСПО, Осложненный фонд скважин

glavteh.ru

Нефтяная промышленность: Определение органических отложений (АСПО)

Под процессом формирования органических отложений (асфальтено-смоло-парафиновых отложений),  (АСПО) подразумевается процесс образования на поверхности естественных отложений, основу которых составляют высокомолекулярные парафиновые углеводороды     (С16 Н34).

Термин «парафиноотложения» обычно используется для обозначения отложений, которые включают не только собственно парафины, но также и асфальтены, смолы, сырую нефть, воду, песок, глину, соли и т.д. Состав и интенсивность формирования парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения.

Область формирования органических отложений: пласт - призабойная зона пласта- подземное оборудование скважин - система нефтесбора в значительной степени определяется температурой насыщения нефти парафином, которая тесно связана с содержанием высокомолекулярных парафиновых углеводородов и природных поверхностно-активных компонентов, в частности, асфальтенов, смол, нафтеновых кислот, порфириновых комплексов, компонентным и групповым составом нефти.

Под температурой насыщения нефти парафином следует понимать температуру, при которой в процессе изобарического охлаждения нефть из однофазного состояния переходит в двухфазное (нефть + твердая фаза) при термодинамическом равновесии, т. е. когда в нефти появляются первые кристаллы парафина.

Температура насыщения нефти парафином зависит от давления и температуры пласта. С понижением давления снижается и температура насыщения нефти парафином.

При снижении температуры пласта на 1°С (за счет охлаждения при выделении растворенного газа в пласте в процессе эксплуатации ниже давления насыщения и др. факторов) интервал начала образования парафиноотложений снижается в среднем на 45 м (Н = 1/0,022 = 45 м), а общий объём АСПО увеличивается пропорционально этой величине.

Парафин - Смесь высокомолекулярных углеводородов метанового ряда, в молекулах которых содержится больше 16 атомов углерода , обычно называется парафином (С16 Н34).

Парафин растворяется в жидких углеводородах, но растворимость его зависит от температуры.

При понижении температуры растворимость парафина в легких метановых углеводородах сильно уменьшается.

Лучше парафин растворяется в бензоле, хлороформе, сероуглероде. В парафине в небольшом количестве содержатся высокомолекулярные непредельные углеводороды.

В химическом отношении парафин инертен, даже очень активные окислители, такие, как серная, и азотная кислоты, при низкой температуре не действуют на него.

Состояние парафина в нефти зависит от условий: температуры, содержания и состава растворенных газов, давления и т. д.

Агрегативная неустойчивость парафиновых углеводородов с большим молекулярным весом объясняется особенностями строения их молекул: они имеют цепную зигзагообразную форму.

С понижением температуры молекула парафина приобретает все более вытянутую форму, соответствующую минимуму потенциальной энергии. Кристаллизации парафинов при снижении температуры предшествует «распрямление» их молекул.

СМОЛЫ

В состав смол входит большое число элементов, основные из которых:

Углерод

Водород

Кислород

Сера

Азот.

Выделенные из нефти смолы имеют мазеобразную консистенцию и темно-коричневый цвет.

Плотность смол около 1 г/см3.

Молекулярный вес смол может достигать 1200.

Смолы хорошо растворяются в жидких парафиновых углеводородах — пентане и высших, а также в нафтеновых и ароматических углеводородах.

С уменьшением молекулярного веса парафиновых углеводородов их растворяющая способность по отношению к смолам уменьшается. Содержание смол в нефтях может достигать 30%.

АСФАЛЬТЕНЫ

Асфальтены по химическому составу близки к смолам, но отличаются более высоким молекулярным весом. Асфальтены обладают меньшей растворимостью в углеводородах, чем смолы: они растворяются в ароматических углеводородах и нерастворимы в парафиновых углеводородах. Молекулярный вес их может доходить до 10 000. Асфальтены в нефти имеют очень высокую степень дисперсности.

Асфальтены представляют собой твердые тела темно-бурого или чёрного цвета.

Плотность асфальтенов больше единицы.

При нагревании асфальтены не плавятся, становятся пластичными при 300°С, а при более высокой температуре разлагаются с образованием газообразных и жидких веществ и твёрдого остатка - кокса.

Факторы, существенно влияющие на  образование АСПО

интенсивное газовыделение;

уменьшение температуры;

скорость движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов;

качество и состояние поверхности оборудования.

almetneftprom.blogspot.com

Классификация АСПО - Борьба с отложениями в нефтепромысловом оборудовании - Осложнения в добыче и транспортировке нефти - Каталог статей

Классификация АСПО

По условиям формирования АСПО разделяют на два вида — парафиновые отложения и осадки.

Парафиновые отложения формируются в основном в процессе добычи нефти при кристаллизации твёрдых углеводородов непосредственно на поверхности НКТ и промыслового оборудования по направлению теплопередачи.

Осадки формируются в основном в донной части резервуаров, ёмкостей и при малых скоростях потока в нижней части труб и трубопроводов в результате седиментации взвешенных в жидкости частиц АСПО и механических примесей. По составу отложения и осадки практически одинаковы, но последние имеют менее плотную структуру.

Классификация АСПО, отражающая содержание в них органических компонентов. В зависимости от отношения содержания парафинов (П) к сумме содержания смол и асфальтенов (С+А) отложения можно разделить на три основных типа:

  • асфальтеновый — П/(А+С) < 1;
  • парафиновый — П/(А+С) > 1;
  • смешанный — П/(А+С) ≈ 1.

Классификация АСПО с учётом содержания механических примесей

Тип АСПО

П/(С+А)

Вид

Содержание

механических

примесей, масс.%

Асфальтеновый (А)

< 1

А1

0 — 0,2

А2

0,2 — 0,5

А3

> 0,5

Парафиновый (П)

> 1

П1

0 — 0,2

П2

0,2 — 0,5

П3

> 0,5

Смешанный (СМ)

" 1

СМ1

0 — 0,2

СМ2

0,2 — 0,5

СМ3

> 0,5

Знание состава, типа и вида АСПО позволяет более точно определить оптимальный метод борьбы с отложениями и выбрать наиболее эффективные удалители или ингибиторы из имеющегося ассортимента химических реагентов.

www.neftepro.ru

Teхнические средства борьбы с АСПО

.

К.т.н. Шайдаков В.В. (Инжиниринговая компания "Инкомп-нефть"), к.т.н. Каштанова Л.Е. (Инжиниринговая компания "Инкомп-нефть"), Емельянов А.В.(Уфимский государственный нефтяной технический университет)

В статье проанализированы условия и причины образования АСПО при добыче нефти на Арланском, Южно-Ягунском и др. месторождениях. Рассмотрены известные на сегодняшний день химические и физические методы предотвращения и удаления АСПО. Предложен метод борьбы с АСПО, основанный на применении скважинных магнитных установок УМЖ, приведены основные результаты их использования.

1. Причины и условия асфальтосмолопарафиновых отложений

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются АСПО (рис. 1). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению МРП работы скважин и эффективности работы насосных установок.

Состав и структура АСПО. АСПО представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70 % мас.), АСВ (20-40 % мас.), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей [1].

Парафины - углеводороды метанового ряда от С16 Н34 до С64 Н130 . В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на (ГОСТ 912-66):

малопарафиновые - менее 1,5 % мас.;

парафиновые - от 1,5 до 6 % мас.;

высокопарафиновые - более 6 % мас..

Рис. 1 - Асфальтосмолопарафиновые отложения в НКТ

Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе.

Высокомолекулярные парафины - церезины (от С37 Н74 до С53 Н108 ) отличаются более высокой температурой кипения, большей молекулярной массой и плотностью.

В состав АСВ входят азот, сера и кислород. АСВ обладают высокой молекулярной массой, не летучи, имеют существенную неоднородность структуры. Содержание смолистых веществ в нефти возрастает в связи с испарением легких компонентов и ее окислением, а также при контакте нефти с водой. Иногда к группе смолистых соединений относят асфальтены.

Асфальтены - порошкообразные вещества бурого или коричневого цвета, плотностью более единицы, массовое содержание которых в нефти достигает 5,0 %. В асфальтенах содержится (мас.) 80,0-86,0 % углерода, 7,0-9,0 % водорода, до 9,0 % серы, 1,0-9,0 % кислорода и до 1,5 % азота. Они являются наиболее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений тяжелых компонентов нефти.

Нефтяные дисперсные системы относят к классу коллоидов, в которых АСВ диспергированы в мальтеновой среде. Очевидно, что физико-химические и технологические свойства нефтей во многом обусловлены межмолекулярным взаимодействием в системах "асфальтены-смолы" и "мальтены-смолы-асфальтены".

Как правило, строение смол и асфальтенов рассматривают в виде "сэндвичевых" структур, которые представляют собой параллельные нафтеноароматические слои, связанные между собой за счет формирования комплексов с переносом зарядов. В данном случае имеет место некоторое завышение степени упорядоченности асфальтенов, так как они рассматриваются как идеальные кристаллы, хотя квазикристаллическая часть составляет малую долю асфальтенового вещества (не превышает 3-4 % мас.).

Принято считать, что смолы и асфальтены являются парамагнитными жидкостями, а нефти, нефтепродукты ? термодинамически стабильными парамагнитными растворами. Асфальтены представляют собой комбинацию многих ассоциатов, зависящую от степени гомолитической диссоциации диамагнитных частиц. Изменение концентрации парамагнитных смол и асфальтенов в нефти связано с изменением строения комбинаций ассоциатов.

Смолы и асфальтены обладают следующими особенностями [2]:

1. Химические и физико-химические процессы с участием АСВ носят коллективный характер. Асфальтены не являются индивидуальными компонентами, а образуют ассоциативные комбинации, в центре которых локализованы стабильные свободные радикалы.

2. Возникновение сольватной оболочки из диамагнетиков является непременным условием существования парамагнитных частиц в растворах. Образование сольватных оболочек ослабляет силы притяжения парамагнитных молекул и препятствует их рекомбинации в результате теплового движения.

3. Смолы состоят из диамагнитных молекул, часть из которых способна переходить в возбужденное триплетное состояние или подвергаться гомолизу. Поэтому смолы являются потенциальным источником асфальтенов.

4. Свойства АСВ определяются не элементным составом, а, прежде всего степенью межмолекулярного взаимодействия компонентов.

В пределах одного нефтедобывающего региона и даже отдельного месторождения компонентный состав АСПО изменяется в широких пределах. Знание состава АСПО имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними, в частности, для выбора химических реагентов. Этот выбор часто осуществляют исходя из типа АСПО (табл. 1) [3]. Для исследования состава и структуры АСПО используют экстракционный, хроматографический, термический, спектральный, электрохимический и другие методы.

Таблица 1

Классификация АСПО

На примере ряда месторождений рассмотрим состав добываемых нефтей и АСПО (табл. 2).

Согласно ГОСТ 912-66 нефти этих месторождений относятся к парафиновым. Анализ состава АСПО позволяет отнести их к группе асфальтеновых.

Анализ АСПО Южно-Ягунского месторождения, Вятской, Арланской и Николо-Березовской площадей Арланского месторождения показал, что содержание в них асфальтенов и смол значительно выше, чем в добываемой нефти. При этом количество парафинов в АСПО Южно-Ягунского месторождения соизмеримо с их содержанием в нефти и не превышает 3,5 %, а Вятской, Арланской и Николо-Березовской площадей Арланского месторождения - в 2-3 раза больше, чем в добываемой нефти.

Таблица 2

Состав нефти и АСПО некоторых нефтяных месторождений

Установлено, что потеря агрегативной устойчивости тяжелых компонентов нефтей Южно-Ягунского, Дружного и Повховского месторождений при разгазировании определяется составом и свойствами исходной нефти. Тяжелая высоковязкая нефть (31 мПа с в пластовых условиях) Южно-Ягунского месторождения с высоким содержанием асфальтенов и смол (6,5 и 26,6 % соответственно) при разгазировании теряет асфальтеновые и смолистые вещества. Нефть Дружного месторождения содержит близкое количество асфальтенов и смол (8,0 и 21,1 % соответственно), но обладает значительно меньшей вязкостью (5,3 мПа с в пластовых условиях), практически сохраняя тяжелые компоненты в растворе после разгазирования. Легкая маловязкая нефть (0,89 мПа с в пластовых условиях) Повховского месторождения с содержанием асфальтенов 1,0 % и парафинов 2,9 % в ходе разгазирования теряет небольшое количество высокомолекулярных парафинов при некотором увеличении содержания асфальтенов вследствие потери легких углеводородов и осаждения парафинов.

Причины и условия образования АСПО. Известны две стадии образования и роста АСПО. Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности. На второй стадии происходит осаждение на покрытую парафином поверхность более крупных кристаллов.

mirznanii.com

Разработка и применение реагентов "Пральт" для борьбы с АСПО

Традиционный способ борьбы с АСПО – тепловая обработка скважины не всегда позволяет полностью смыть АСПО с поверхности. При каждой очередной промывке отложения прогреваются и осаждаются заново, в результате образуется твердая и очень плотная масса, состоящая из спеченных парафинов, смол, асфальтенов и механических примесей. Температура плавления такой субстанции составляет более 90°С. Последующая тепловая обработка на нее не действует. В этом случае требуются более эффективные методы, в частности, применение химических реагентов.

Разработкой химических реагентов для добычи, подготовки и транспортировки нефти ООО «Вираж» занимается с 2007 года. В настоящее время в рамках этого направления компания развивает такие области деятельности, как разработка, производство и внедрение химических реагентов для: подготовки и транспорта сырой и товарной нефти; борьбы с АСПО и минеральными отложениями; защиты от коррозии нефтепромыслового оборудования, нейтрализации сероводорода.

Большой опыт у специалистов компании накоплен в сфере борьбы с АСПО. Для предотвращения образования АСПО разработаны растворители парафиноотложений «Пральт НК», ингибиторы АСПО моющего действия «Пральт-11 марка В», регуляторы вязкости серии «Пральт-16». Растворители «Пральт НК» предназначены для удаления АСПО из скважин, нефтяных коллекторов, нефтепро водов, обработки ПЗП, снижения вязкости при перекачке смолистых нефтей, удаления парафиновых пробок, промывки резервуаров для хранения нефти.

 

СВОЙСТВА И ТЕХНОЛОГИИ ПРИМЕНЕНИЯ «ПРАЛЬТ НК»

 

Среди преимуществ использования растворителя «Пральт НК» перед другими способами борьбы с АСПО можно отметить более полное разрушение, растворние и удаление АСПО с поверхности оборудования, простоту использования (его применение не требует специальной подготовки) и полную совместимость с нефтью.

Растворитель подбирается под условия конкретного объекта. Важно и то, что он не оказывает влияния на последующую подготовку нефти, более того, замечено, что в большинстве случаев он улучшает этот процесс за счет снижения вязкости нефти. Существуют четыре марки растворителя «Пральт НК». «Пральт НК-1» предназначен для удаления АСПО с преимущественным содержанием смол и асфальтенов. «Пральт НК-2» – универсальный растворитель, разработанный для удаления из нефтепромыслового оборудования АСПО сложного, смешанного состава. «Пральт НК-3» – растворитель для удаления АСПО парафинистого типа, обладающий хорошими диспергирующими свойствами. Наконец, «Пральт НК-4» – растворитель, предназначенный для удаления и ингибирования парафиногидратных отложений и пробок в газопроводах, нефтесборных коллекторах и скважинах.

Марка растворителя подбирается в зависимости от особенностей каждого конкретного объекта. Существует несколько вариантов технологий использования растворителя «Пральт НК». Классическая технология предполагает промывку скважин через НКТ (в отдельных случаях с последующей циркуляцией по НКТ)  (рисунок 1). При этом не требуется специальной утилизации растворителя с растворенными или вынесенными АСПО.

Другой вариант технологии разработан с целью ее удешевления и предполагает использование растворителя в смеси с горячей нефтью. Растворитель добавляется из расчета от 2-х бочек до 1 т на одну автоцистерну. После непродолжительной циркуляции в автоцистерне смесь через АДП закачивается в скважину  (рисунок 2).

Третий вариант технологии используется для обработки ПЗП перед проведением солянокислотных обработок, чтобы в случае необходимости убрать гидрофобный слой из асфальтенов или

парафинов  (рисунок 3). Выбор композиции растворителя «Пральт-НК» и технологии его использования осуществляется сотрудниками ООО «Вираж» только совместно со специалистами нефтедобывающего предприятия.

 

ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ «ПРАЛЬТ НК»

 

Растворитель АСПО «Пральт НК» прошел промысловые испытания в таких компаниях, как «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (ЯНАО), ООО «Нефтяная компания «ГРИЦ», НГДУ «Елховнефть», ООО «ТНГК-Развитие», ООО «Динью» (Коми), ООО «РИТМ» (Ингушетия). На месторождениях «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза» растворитель использовался для удаления асфальтосмолистых и гидратнопарафиновых образований (АСиГПО) из полости затрубного пространства при КРС и ТРС добывающих скважин. Эти скважины было решено повторно ввести в эксплуатацию, но из-за большого количества АСПО не было возможности поднять оборудование для проведения ремонта. Дело в том, что при срывах планшайб в некоторых добывающих скважинах Вынгапуровского и Вынгаяхинского месторождений отмечаются прихваты инструмента из-за АСПО. Для их ликвидации традиционно применялся процесс растепления с использованием горячих носителей (раствор СаСl2, нефть). Процесс растепления продолжался в отдельных случаях (особенно на скважинах с низким пластовым давлением) более 10 суток. В результате раствор поглощался пластом, что отрицательно сказывается на всем процессе. Как следствие, на таких скважинах удалить АСиГПО не представлялось возможным. Приходилось обрывать подвеску и растеплять АСиГПО поэтапно, затрачивая большое количество теплоносителя. Согласно акту промысловых испытаний, после применения растворителя «Пральт НК» в объеме от 5 до 10 м3 прихват инструмента на таких скважинах ликвидируется быстро, что позволяет легко извлечь оборудование на поверхность. Применение данного растворителя позволяет сократить время КРС скважины на 10 дней и более. Испытания моющей способности смеси растворителя «Пральт НК» и горячей нефти проводились на одной из скважин месторождения Сунчелеевского месторождения ООО «ТНГК-Развитие» (Татарстан).

Целью испытаний было определение эффективности действия данного растворителя при горячей промывке

скважины нефтью от отложений АСПО (метод, обычно применяемый в условиях высокосмолистых нефтей). По результатам проведенных ОПИ, растворитель при расходе 1 т на 20 м3 нефти снизил ее вязкость в 7 раз (с 557 до 78 сСт), а максимальную нагрузку на головку балансира – с 4900 до 2857 кг. Результаты испытаний признаны положительными.

 

ИНГИБИТОРЫ ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЙ

 

Ингибиторы АСПО моющего действия «Пральт-11 марка В» при постоянном использовании уменьшают интенсивность парафиноотложений в высокообводненных скважинах, увеличивают межочистной период в 2-4 раза и более. Данный ингибитор может использоваться при горячих обработках в скважинах, где по каким-либо причинам применение растворителя невозможно (рисунок 5). Его удельные расходы не превышают 250 г на тонну нефти при постоянном дозировании и 2 кг на тонну нефти при разовых промывках. Применение ингибитора в горячих обработках в качестве диспергирующей добавки способствует более интенсивному размыванию АСПО. Кроме того, компоненты активной основы ингибитора адсорбируются на металлической поверхности, препятствуя тем самым последующему осаждению из нефти высокомолекулярных веществ (смол, асфальтенов, парафинов). Это позволяет существенно замедлить процесс накопления АСПО на поверхности оборудования. Промысловые испытания ингибитора проводились в компаниях ОАО«МНКТ», ООО «Дружбанефть» (Татарстан), ООО «Норд Империал» и ООО «Альянснеф-тегаз» (г. Томск). Оптимальный способ использования ингибитора АСПО – его постоянное дозирование в затрубное пространство скважины либо на прием насоса (рисунок 4). Дозирование может осуществляться в автоматическом режиме или вручную.

 

РЕГУЛЯТОРЫ ВЯЗКОСТИ

 

Такой класс реагентов для борьбы с АСПО, как депрессорные присадки, изначально был создан для подготовки нефти. Нами разработана специальная модификация, которая может использоваться при добыче нефти. Необходимость в разработке такой модификации возникла в связи с тем, что большинство депрессоров в товарной форме представляет собой твердые или гелеобразные соединения с очень высокой (+20…+30°С) собственной температурой застывания. Это сильно затрудняет их применение на промыслах. Модификация «Пральт-16 марка Б» сохраняет жидкое, текучее состояние при температурах до -40...-65°С. Регулятор вязкости «Пральт-16 марка Б» разработан для скважин с обводненностью продукции не более 15%. При использовании в скважинах с более высоким уровнем обводненности возможно проявление нежелательных осадков. Данный регулятор вязкости снижает динамическую вязкость нефти, уменьшает температуру застывания и интенсивность парафиноотложений, снижает рабочее давление в нефтепроводе. С его помощью также возможно доведение вязкости товарных мазутов до нормы. Перед использованием он не требует продолжительного прогрева и разбавления. Регулятор вязкости выпускается в двух вари-

антах: «Пральт-16 марка А», предназначенный для высокопарафинистых нефтей, и «Пральт-16 марка Б» для высокопарафинистых нефтей и нефтей смешанного состава.

Промысловые испытания «Пральт-16» проводились в ТПП «Ямалнефтегаз» (ЯНАО), НК «КОР» (Казахстан), ООО «Норд Империал», ООО «Альянснефтегаз» (Томская область), ООО «РН-Ставропольнефтегаз» (Ставропольский край), НГДУ «Тат РИТЭКнефть» (Татарстан), ЗАО «Самара-Нафта» (Самарская область).

В частности, использование «Пральт-16 марка Б» на скважине Майоровского месторождения ЗАО «Самара-Нафта» позволило снизить вязкость перекачиваемой сырой нефти с 900-1000 сСт до 500-600 сСт при удельной дозировке 200-300 г/т. Применение регулятора вязкости «Пральт-16 марка Б» на месторождениях ООО «Норд Империал» и НГДУ «ТатРИТЭК-нефть» резко сократило интенсивность отложения парафинов на низкообводненных скважинах, где ингибиторы моющего действия не «работали». Специалисты ООО «Вираж» всегда готовы выехать на месторождения, провести научные исследования и предложить различные варианты решения проблем с АСПО с помощью химических реагентов для конкретных объектов нефтедобычи.

 

Данные предоставлены заместителем директора

по научной работе ООО "Вираж"

Чичкановым С.В.

 

При использовании материалов статьи активная гиперссылка на сайт ООО "Вираж" обязательна!

 

 

Перейти на главную страницу компании "Вираж"

www.viragkzn.ru

1. Методы борьбы с отложениями аспо. Горячая обработка скважин —техника и технология проведения, расчет объема. Необходимого для полного выноса аспо из скважины.

В практике добычи и транспортировки нефти широко применяются различные методы предотвращения образования АСПО, а также удаления образовавшихся отложений с поверхностей нефтяного оборудования и призабойной зоны пласт: механические, тепловые, физические, химические. Механические методы используют в основном для периодического удаления АСПО. Для этого применяют скребки различных конструкций. На скважинах, оборудованных УШГН. применяются скребки-центраторы различных конструкций, а также скребки различных конструкций. Химические методы включают в себя использование различных реагентов, полимеров. ПАВ: ингибиторы парафиноотложений, растворителей и т.д. Из химических методов борьбы с парафином применяется промывка скважин растворителями (в частности, бензиновой фракцией). Физические методы борьбы с АСПО предусматривают применение электромагнитных колебаний (ультразвука, покрытие твёрдых поверхностей эмалями, стеклом, бакелитовым лаком и т.д.) Тепловые методы применяются как для удаления, так и для предотвращения образований АСПО. Предотвращение образований АСПО проводится путём поддержания температуры нефти выше температуры плавления парафина с помощью электронагревателей (греющий кабель. Электроподогрев). Но наиболее распространённым способом борьбы с АСПО является промывка скважин горячей нефтью. Осуществляется при помощи АДПМ. Данная промывка представляет собой закачку в затрубное пространство скважины подогретой нефти (до 120 'С для ШГН, до 70 для эцн) агрегатом АДПМ (агрегат для депарафинизации модернизированный). При этом горячая нефть нагревает НКТ. а восходящий паток выносит растворенные отложения. Необходимо отметить, что данный метод эффективен на скважинах, оборудованных УШГН. и фонтанных скважинах. На скважинах, эксплуатируемых с помощью УЭЦН, вследствие ограничения давления (не больше 90 атм.) и температуры (80 градусов) закачки, удаление и вынос АСПО практически не происходит. Как показали исследования, вынос смоли асфальтенов на большинстве скважин начинается только после прокачки 30 м3. Для увеличения эффективности использования АДПМ необходимо своевременно корректировать и соблюдать межочистной период скважин, а также планировать объем прокачки индивидуально для каждой скважины.

2. Причины обрывов, отворотов штанг, практическая динамограмма характеризующая обрыв/ отворот насосных штанг.

Основными причинами обрывов (отворотов) насосных штанг являются: Истирание муфт; Рост нагрузки из —за отложений парафина; Брак при изготовлении штанги; Клин насоса; Превышение предельно допустимого напряжения в штанге (при неправильном подборе компоновки штанг)Нарушение компоновки штанг. Причины отворотов штанг Подклинивание насоса; Скручивание канатной подвески; Не доворот штанг; Кривизна скважины.

Отдельные штанги, оборвавшиеся в процессе эксплуатации, должны быть заменены штангами того же типоразмера. Полную смену штанговой колонны или ее ступени следует производить только при увеличении интенсивности (частоты) обрывов штанг не менее чем в 2раза.

studfiles.net

Продукция ОАО «Алтайский Химпром» для нефтяной отрасли

Ассортимент выпускаемой компанией продукции включает кремнийорганические жидкости, дезинфицирующие средства, лакокрасочные материалы, а также химические реагенты для подготовки и транспортировки нефти.

Наше предприятие сотрудничает с крупнейшими нефтепромышленными предприятиями России, такими как ПАО «НК «Роснефть» и ПАО «ЛУКОЙЛ». Поставляемые в эти компании химические реагенты позволили решить ряд сложных эксплуатационных задач со снижением удельных затрат, что подтверждено результатами проведенных ОПИ на объектах заказчиков.

03.12.2017 Инженерная практика №10/2017 Козлов Максим Сергеевич Руководитель проекта ООО «УК «АХП»

ОАО «Алтайский Химпром» имени Г.С. Верещагина – современное, хорошо оборудованное в техническом отношении химическое предприятие, располагающее мощной производственной и научной базами – было основано в 1944 году на базе эвакуированного Перекопского химического завода. Предприятие находится в г. Яровое Алтайского края, расположенном в 460 км от Барнаула, и представляет собой завод со сложной технологией производства, продукция которого применяется во многих отраслях промышленности.

Производственная площадка площадью почти 120 га включает в себя большое количество зданий и сооружений, связанных в единый производственный комплекс системой тепло-, энерго-, водоснабжения и технологическими коммуникациями. Помимо основных производственных подразделений, наша компания располагает собственным транспортным цехом, проектно-конструкторским отделом, ремонтно-механическим цехом и мощностями для осуществления биологической очистки сточных вод.

Таблица 1. Годовые показатели производственных мощностей предприятия по основным видам выпускаемой продукции

Линейка предлагаемой нашей компанией химической продукции включает кремнийорганические жидкости (полиэтилсилоксановые жидкости различных марок), фторорганические и неорганические соединения (хлорное железо, перхлорат калия), лакокрасочные материалы, эпоксидные смолы и пр. Помимо этого, начиная с 2014 года мы также выпускаем различные химические реагенты для нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслей промышленности, в том числе противотурбулентные присадки (ПТП), ингибиторы коррозии, деэмульгаторы, понизители вязкости, растворители асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), температурные депрессоры и др. (табл. 1).

ПРОТИВОТУРБУЛЕНТНАЯ ПРИСАДКА FORE FTA

Рис. 1. Принцип действия противотурбулентной присадки Fore FTA

Выпускаемая противотурбулентная присадка серии Fore FTA представляет собой суспензию полимеров со сверхвысоким молекулярным весом, предназначенную для уравновешивания турбулентного течения и преобразования его в ламинарный поток (рис. 1, табл. 2). Присадка применяется для увеличения пропускной способности нефтепроводов и нефтепродуктопроводов при заданном максимально допустимом давлении на выходе из насосных станций или уменьшения выходного давления насосных станций при заданном расходе.

Таблица 2. Технические характеристики противотурбулентной присадки Fore FTAРис. 2. Лабораторное оборудования для испытаний противотурбулентной присадки Fore FTA

Эффективность действия противотурбулентной присадки определяется по таким показателям, как характеристическая вязкость и размер частиц полимера. Определение гидродинамической эффективности ПТП в цеховых условиях осуществляется с использованием стандартной жидкости (летнее дизельное топливо) на капиллярном реометре (рис. 2).

В условиях инженерного центра определение гидродинамической эффективности ПТП производится на стандартной жидкости реометром с широким интервалом изменяемых параметров (возможность использования нефти в качестве модельной жидкости, варьирования температуры и режима перекачивания).

Таблица 3. ОПИ противотурбулентной присадки Fore FTA

В период 2015-2016 годов ПТП Fore FTA проходила испытания в Юганском и Оренбургском регионах. В настоящее время мы проводим испытания присадки в Восточной Сибири (табл. 3). Результаты проведенных исследований показали, что качественные характеристики ПТП полностью соответствуют требованиям нормативной документации компании-заказчика.

Рис. 3. Установка для дозирования противотурбулетной присадки Fore FTA

Здесь же стоит отметить, что ОПИ противотурбулентной присадки проводятся с использованием двухмодульной установки собственного производства, которая состоит из насосного блока и энергоблока (рис. 3). Оба блока выполнены в соответствии с требованиями по эксплуатации на опасных производственных объектах (ОПО). Установка позволяет проводить подачу ПТП с дозировкой в диапазоне от 0,6 до 55 кг/ч при давлении до 100 кгс/см2.

ВЫСОКОЭФФЕКТИВНЫЙ РАСТВОРИТЕЛЬ-ИНГИБИТОР АСПО

Следующая наша разработка – высокоэффективный растворитель-ингибитор АСПО – предназначена для проведения преддиагностической очистки магистральных нефтепроводов, обработки нефтяных скважин с целью удаления АСПО с поверхности нефтепромыслового оборудования и в призабойных зонах пластов (ПЗП), а также дозирования в перекачиваемую нефть с целью профилактики формирования АСПО.

ДЕЭМУЛЬГАТОРЫ FORE E

Также сегодня мы выпускаем два вида деэмульгаторов на основе полиэфиров серий Fore E1 и Fore E2. Деэмульгатор Fore E1 применяется в качестве добавки для удаления пластовой воды из нефти в процессах нефтедобычи с целью повышения нефтеотдачи пластов и понижения вязкости транспортируемых водонефтяных эмульсий. В свою очередь, деэмульгатор Fore E2 предназначен для разрушения стойких водонефтяных эмульсий, отделения воды на объектах УПСВ/УПН, понижения вязкости нефтесодержащей жидкости, а также на комплексах глубокого обезвоживания на НПЗ в электрообессоливающих установках (ЭЛОУ).

ОПИ предлагаемых деэмульгаторов проводились на Орловском месторождении в Оренбургской области и в АО «Эмбамунайгаз» (Республика Казахстан). В первом случае в ходе испытаний нам удалось снизить вязкость эмульсии с 2500 до 1000 сП, во втором – также почти в два раза.

ИНГИБИТОРЫ КОРРОЗИИ FORE RP

Как известно, одной из основных причин нарушения целостности промысловых трубопроводов является их коррозионный износ вследствие агрессивного воздействия транспортируемых сред. В подавляющем большинстве случаев коррозия промысловых трубопроводов возникает при транспортировке водных минерализованных сред и растворенных в них коррозионно-агрессивных компонентов (углекислого газа, сероводорода, кислорода).

Рис. 4. Принцип действия ингибитора коррозии Fore RP

Разработанные нашими инженерами ингибиторы коррозии торговой марки Fore RP характеризуются высоким защитным эффектом (от 95% и выше при испытаниях на модельных средах) и технологичностью (низкими температурами замерзания и вязкостью). Принцип действия реагента заключается в следующем: за счет высокого сродства к металлу на поверхности трубопровода образуется пленка из ингибитора коррозии и углеводородов нефти, которая вытесняет с поверхности трубы коррозионно-активные соединения (рис. 4, табл. 4).

Таблица 4. Карта технологий ОАО «Алтайский Химпром»

Промысловые испытания ингибиторов коррозии Fore RP методом постоянного дозирования в водонефтяную жидкость проводились на шести объектах одной из государственных нефтяных компаний.

ДЕПРЕССОРНЫЕ ПРИСАДКИ

Отдельно хотелось бы остановиться на выпускаемых нашей компанией депрессорных присадках, применяемых для снижения температуры застывания углеводородных фракций. Сегодня в нашей линейке представлены три вида температурных депрессоров: на полимерной и имидазолиновой основе и кремнийорганические. Стандартная дозировка при использовании депрессорных присадок на полимерной основе составляет порядка 100-200 г/т, на имидазолиновой – 100 г/т, кремнийорганических – 20 г/т. Последние стоят примерно в пять раз дороже полимерных и имидазолиновых, но обладают при этом большим технологическим эффектом.

Присадки на полимерной основе успешно прошли испытания на объектах АО «Сургутский завод стабилизации конденсата» имени В.С. Черномырдина, имидазолиновые – в Ставропольском крае с дозировкой 250 г/т.

ПРОДУКЦИЯ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ И ПЕРСПЕКТИВНЫЕ РАЗРАБОТКИ

Помимо перечисленных видов химической продукции, сегодня мы также производим и предлагаем сервисным предприятиям полимерную основу для производства ПТП, имидазолиновые основы для выпуска ингибиторов коррозии (на различных маслах и аминах) и имидазолиновые аддикты для изготовления депрессорных присадок и т.д.

К 2018 году на предприятии планируется освоить производство биоцидов, тримеллитового ангидрида, карбамидоформальдегидных и фенолформальдегидных смол, малеинового ангидрида, севофлюрана, а также нейтрализаторов сероводорода.

glavteh.ru