Современные способы предотвращения образования АСПО в скважинах на ЮТМ-месторождениях

В статье проанализированы методы предотвращения и борьбы с АСПО в скважинах. Обоснован оптимальный метод для условий предотвращения образования АСПО в скважинах на ЮТМ месторождениях.

Ключевые слова: АСПО, концентрация, парафин, ПАВ, депрессорное действие, нефть, месторождение, скважина, НКТ, кристаллизация парафинов, ингибитор, отмывание парафиновых отложений, депарафинизация, растворители.

Проблема предотвращения отложения и удаление асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) была и остается чрезвычайно актуальной проблемой в практике эксплуатации нефтяных скважин, поскольку приводит к частым остановкам скважин с целью очистки глубинного оборудования от отложений, к существенным затратам на депарафинизацию и текущий ремонт скважин, а также к снижению добычи и значительному недобору и потерям нефти. Из опыта эксплуатации скважин в условиях нефтяных месторождений нашей страны известно, что около 30–35 % всех остановок скважин для выполнения текущих ремонтов происходит вследствие отложения парафина на поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ), что неизбежно приводит к уменьшению диаметра проходного сечения труб и снижение дебитов скважин в результате отказов штанговых скважинных насосных установок и другого оборудования 1.

Основными факторами, обусловливающими образование АСПО, являются:

— компонентный состав нефти, то есть концентрация асфальтенов, смол и парафинов;

— понижение температуры жидкости до температуры начала кристаллизации парафина;

— обводненность скважины и вероятность образования эмульсии;

— снижение давления вдоль ствола скважины до давления насыщения и дальнейшее разгазировании нефти;

— скорость восходящего потока жидкости и его режим;

— шероховатость стенок труб и наличие механических примесей.

Определяющим фактором при этом является отношение концентрации асфальтенов (или асфальтенов и смол) к концентрации парафинов.

Фактором, сильно влияющим на способность образования АСПО на поверхности труб, наряду с изменением температуры, является также скорость потока жидкости. Она определяет гидродинамический режим.

Существенно влияют на образование отложений характеристики поверхности: значительная шероховатость поверхности (высота гребней 7–9 мкм и более) способствует образованию АСПО, а высокая полярность поверхности труб, наоборот, препятствует этому.

Количество парафина по мере приближения к устью скважины возрастает за счет более интенсивного перехода из жидкой фазы в твердую, а также выноса его на оболочках газовых пузырьков слоев движущейся нефти, где он кристаллизуется. Кроме того, оказывается, что температура плавления парафина, который образуется, уменьшается в направлении от нижней к верхней части колонны, поэтому можно прийти к выводу, что в верхней части колонны НКТ происходит отложение менее термостойких парафинов, а в нижней — более тугоплавких. Это необходимо учитывать в ходе проведения операций по депарафинизации скважинного оборудования. Особое внимание необходимо также обратить на то, что АСПО могут встречаться на наружной поверхности НКТ и на внутренней поверхности эксплуатационной колонны. Во время проведения депарафинизации подземного оборудования в этом случае (закачки технологической жидкости в затрубное пространство) может возникнуть новая проблема — парафин, отмывается с мест своего первоначального отложения и может оседать ниже, а затем попадать на вход насоса, вызывая засорения плунжера, цилиндра, клапанов насоса и укупорки НКТ с последующим заклиниванием насоса скважины и образованием парафиновой корки, которая может полностью перекрыть сечение труб (при этом новые отложения парафина на внутренней поверхности НКТ предложено называть «вторичными») [3].

Эти утверждения указывают на необходимость предотвращения отложению и удаления АСПО. Выбор метода очистки ствола скважины и другого промышленного оборудования от парафинов проводится на основе экспериментальных исследований с учетом опыта и практики эксплуатации скважин в условиях конкретного нефтяного месторождения. Основным критерием при этом является стоимость процесса очистки. Существенное значение имеет техническая оснащенность промысла и наличие развитого вспомогательного хозяйства (наличие на промысле мастерских, котельных и др.).

Несмотря на разнообразие методов предотвращения отложения и удаления АСПО в скважинном оборудовании, по технологическому признаку они могут быть поделены на следующие группы:

— расплавление АСПО путем нагревания (закачка горячей воды, пара, нефти, применения нагревательных кабелей и т. д.);

— механическое удаление АСПО со стенок труб с помощью скребков (стационарных или подвижных);

— растворение отложений различными растворителями;

— предотвращение образования отложений и борьба с ними с использованием ингибиторов парафинообразования, поверхностно-активных веществ (ПАВ) и других реагентов, депрессорных действия и др.5.

Поскольку уже накоплен значительный опыт по их использованию, они считаются достаточно надежными, одними из самых экономичных и эффективных. Эти методы постоянно совершенствуются. Они относятся к физико-химическим и могут применяться как для предотвращения, так и для борьбы с АСПО.

Кроме упомянутых методов применяют также магнитные депарафинизаторы (магнитный способ предотвращения образования АСПВ), различные покрытия внутренней поверхности труб (лаки, эмали, стекло и др.) и сочетание нескольких методов (комплексные методы).

Механизм действия химреагентов депрессаторов, модифицирующей, диспергирующей и депрессорных действия по предотвращению отложению парафина заключается в том, что в присутствии воды химреагент контактирует с микрокристаллами парафина, смачивает их, препятствует слипанию микрокристаллов парафина и отложению их на стенках труб. Фактически, введение в поток нефти таких реагентов приводит к тому, что парафин выделяется не на внутренней поверхности скважинного оборудования, а внутри объема (благодаря диспергирующей, модифицирующей, смачивающей и солюбилизирующей способности).

Заслуживает особого внимания метод профилактики и борьбы с отложениями парафинов покрытием внутренних поверхностей НКТ и выхлопных труб лаками, эмалями, стеклом и др. материалами. Этот метод является профилактической мерой, направленной на предотвращение образования АСПО на поверхности оборудования. Практика свидетельствует, что парафин выпадает на покрытой стеклом или лаком поверхности в ограниченном количестве, слабо удерживается на ней и легко смывается потоком нефти 2.

Это объясняется небольшими силами сцепления между частицами парафина и гладкой поверхностью покрытия, плохой смачиваемостью поверхности покрытия нефтью и диэлектрическими свойствами покрытий (благодаря чему частицы парафина, обладающие электрическим зарядом, не могут взаимодействовать с металлом труб).

Из приведенного анализа следует, что для условий Юрубчено-Тохомского газонефтяного месторождения (ЮТМ), рекомендуется для борьбы с АСПО применили химический метод, то есть использовали растворители и ингибиторы образования АСПО, поскольку этот метод является наиболее экономичным, выгодным, доступным и освоенным, а также сочетание химического метода (использование растворителей и ингибиторов образования АСПО) с тепловым методом.

Механизм действия химических реагентов на АСПО зависит в основном от их степени растворения, диспергирования, модификации силами, изменения термобарических условий кристаллизации и гидрофилизации поверхности оседания. Подбор реагентов для предотвращения откладывания АСПО для каждого месторождения индивидуален. Даже на отдельных скважинах одного месторождения подбор осуществляется после изучения условий откладывания физико-химического состава, отложений, что обусловило использование значительного количества, рекомендуемых реагентов и технологий по использованию на месторождениях нашей страны.

Особое внимание необходимо обращать на выбор эффективных реагентов и технологий для очистки порового пространства пластов в призабойной зоне от АСПО. Необходимо также учитывать то, что выпадение АСПО в пласте — это процесс необратимый. Поднятие давления и температуры в пласте, даже выше критических, не обеспечивает полного восстановления фильтрационных характеристик пласта. Поэтому основные подходы к выбору реагентов и их смесей направлены на достижение наивысшей эффективности растворения АСПО. Это условие обеспечивается использованием смесей реагентов. При обосновании объема растворителя, как правило, исходят из условия его избытка (чтобы предотвратить образование высоковязких барьеров). Из промышленной практики рекомендуется оптимальное количество растворителя в пределах 2–5 м ³ на 1 м толщины пласта [6].

Одним из важнейших показателей эффективности растворителя является время контакта растворителя с АСПО. Например, если процесс растворения АСПО — диффузионный при температурах менее 45 ^о С, то период контакта должен быть не менее 9–12 часов.

Технология очистки оборудования заключается в том, что на забой скважины постоянно (или периодически) подается реагент. Дозировка в каждом конкретном случае определяется индивидуально.

Депрессаторы изменяют термодинамические условия кристаллизации парафина, а модификаторы позволяют системе удерживать парафин в зависшем состоянии, который вместе с потоком жидкости выносится из порового пространства пласта.

Для депрессорного действия на высоковязкие нефти могут использоваться реагенты на основе смеси сополимеров эфиров малеиновой кислоты и винилацетата с алкильными радикалами. Проведенные исследования показали высокую эффективность этих реагентов и то, что присутствие в нефти асфальто-смолистых соединений усиливает депрессорное действие реагента. Результаты исследований свидетельствуют также о том, что на эффективность действия ингибитора влияют не только определенные соотношения между концентрацией парафина и смол и асфальтенов в нефти, но и строение и размер молекул углеводородов парафинового ряда.

В качестве растворителей АСПО в России и странах СНГ чаще всего используются широкая фракция легких углеводородов, гексановые фракции, этилбензольная фракция, керосин, дизельное топливо, газовый бензин, конденсат, а также спирты (метанол, этанол), кислоты (соляная, серная кислота) и щелочи (едкий натр).

На Юрубчено-Тохомском газонефтяном месторожденим (ЮТМ) находят применение методы:

— скребкование по технологии Группы Компаний «Каскад» с применением фрезерного скребка СФ-99, выполненного в виде установленных на валу режущих головок, которые приводятся во вращение движущимся газожидкостным потоком;

— греющий кабель (на одной скважине);

— удалитель парафиноотложений СНПХ-7р-14А;

— вращающиеся гидромониторные насадки высокого давления;

— промывка скважины горячей нефтью (из опыта проведения ГО следует, что проведение горячей нефти по затрубному пространству не всегда эффективно. Прямые промывки обладают достаточной успешностью, но есть риск потери циркуляции через ЭЦН с последующим уходом в клин).

Таблица 1

В качестве перспективных автор рекомендует для внедрения в практику удаления АСПО на Юрубчено-Тохомском газонефтяном месторождении (ЮТМ) следующие методы:

— сочетание теплового излучения и сребков;

— ввод ингибитора АСПО в поток ГЖС до приема УЭЦН;

— микробиологическая депарафинизация;

— применение ингибитора АСПО асфальтенового типа на основе эфиров щавелевой кислоты;

— применение гладких покрытий НКТ.

Каждый из данных методов не имеет принципиальных ограничений к использованию на Юрубчено-Тохомском газонефтяном месторождении (ЮТМ), однако специалистам необходимо произвести оценку экономической целесообразности данных методов в сравнении с применяемыми в настоящее время, затем провести опытно-промысловые испытания, по результатам которых уже может приниматься решение о промышленном применении.

В качестве ключевого метода из перспективных методов борьбы с АСПО автором рассматривается метод сочетания теплового излучения и скребков.

Данный универсальный метод, сочетает использование теплового излучения и скребков. Для этого в устройство для предупреждения образования и ликвидации гидратных и парафиновых образований в подъемных трубах нефтяных и газовых скважин вводится тепловой излучатель, который размещается в колонне подъемных труб и подключается на дневной поверхности к источнику тепловой энергии, а на тепловом излучателе устанавливается подогреваемый им скребок. Метод может быть применим при подъеме жидкости любой вязкости, в том числе, высоковязкой, высокопарафинистой, или жидкости, теряющей текучесть при положительных значениях температуры среды транспортирования жидкости. Оборудование, используемое при реализации метода, обладает высокой эксплуатационной надежностью и эффективностью работы.

Основным вопросом оптимизации борьбы с АСПО остается вопрос о частоте и времени проведения работ. Предлагается использовать распределенные системы измерения температуры для решения данной проблемы.

1. Ворона А. А. Методы предотвращения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений при добыче и транспортировке нефти // Материалы XII Международной студенческой научной конференции «Студенческий научный форум» URL: https://scienceforum.ru/2020/ (дата обращения: 27.02.2022).
2. Галикеев И. А. Эксплуатация месторождений нефти в осложненных условиях: Учебное пособие. / И. А. Галикеев, В. А. Насыров, А. М. Насыров, — М.: Инфра-Инженерия, 2019. — 356 с.
3. Кузнецова. В. М. Изменение качества нефти в зависимости от содержания парафинов, смол и асфальтенов / В. М. Кузнецова, Д. И. Петров. — Текст: непосредственный // Молодой ученый. — 2017. — № 4 (138). — С. 101 103–105.
4. Углеводородный состав и структурные характеристики смол и асфальтенов нафтеновых нефтей севера Западной Сибири / Г. С. Певнева, Е. А. Фурсенко, Н. Г. Воронецкая, М. В. Можайская, А. К. Головко, И. И. Нестеров, В. А. Каширцев, Н. П. Шевченко // Геология и геофизика. — 2017. — Т. 58, № 3- 4. — С. 522–532.
5. Усенова А. А. Анализ современного состояния и эффективности методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в условиях Крайнего Севера / А. А. Усенова; науч. рук. М. В. Мищенко // Проблемы геологии и освоения недр: труды XXIV Международного симпозиума имени академика М. А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 75-летию Победы в Великой Отечественной войне, Томск, 6–10 апреля 2020 г.: в 2 т. — Томск: Изд-во ТПУ, 2020. — Т. 2. — С. 149–150.
6. Шикунов Р. А. Методы борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) // StudNet. 2020. № 12. URL: https://cyberleninka.ru/ (дата обращения: 14.02.2022).
7. Юдина, Н. В. Состав и реологические свойства асфальтосмолопарафиновых отложений / Н. В. Юдина, Ю. В. Лоскутова, Е. В. Бешагина // Нефтяное хозяйство. — 2012. — № 2. — С. 69.