Предупреждение парафинообразования путем ингибирования СП

Использование ингибиторов приводит к следующим положительным изменениям при движении нефти и эмульсий:

§ Уменьшается адсорбция АСПВ на стенках скважин и емкостного оборудования;

§ Формируются несвязанные (модифицированные) ассоциации парафинов, смол и асфальтенов;

§ Улучшаются моющие свойства скважинной продукции по отношению к АСПО.

Выбор ингибитора для скважины и группы скважин месторождения зависит от состава отложений и состава пластовой нефти. Типы отложений по источнику: Гурвич Л.М., Шерстнев Н.М. Многофункцианальные композиции ПАВ в технологических операциях нефтедобычи. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – 226 с. приведены в таблице

Таблица – Классификация АСПО по компонентному составу

Группы АСПО	Погруппы АСПО	Отношение массового содержания в отложениях	Механические примеси, массовые %
Парафиноый тип - П	П₁	˃ 1,1	˂ 0,2
	П₂		0,2 – 0,5
	П₃		˃ 0,5
Смешанный тип - С	С₁	0,9 – 1,1	˂ 0,2
	С₂		0,2 – 0,5
	С₃		˃ 0,5
Асфальтеновый тип - А	А₁	˂ 0,9	˂ 0,2
	А₂		0,2 – 0,5
	А₃		˃ 0,5

Смачивающие реагенты образуют на поверхности гидрофильную пленку, благодаря которой кристаллы парафинов не закрепляются на защищаемой поверхности, а выносятся с потоком СП в систему нефтесбора. Типичные представители: полиакриламид (ПАА), кислые органические фосфаты, силикаты щелочных метало, водные раствовры полимерных ПАВ и ИП-1,2,3.

Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина и ослабляют процесс укрупнения кристаллов. Благодаря этому при движении по трубам кристаллы остаются во взвешенном состоянии. Действуют в объеме нефти на уровне молекул парафинов.

Модификаторами являются: атактический пропилен с молекулярной массой 2000-3000 атомных единиц, низкомолекулярный полиизобутилен с М=8000-12000 а. ед., сополимеры и полимеры с М= 2500-3000 а. ед.

Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции молекул реагента на поверхности кристаллов парафина небольших размеров. Своим появлением они препятствуют агрегации и накоплению кристаллов вокруг центров роста вещества. Известны следующие депрессаторы: Дорад-1А, Азолят -7, алкилфенол ИПХ-9.

Диспергаторы обеспечивают тонкодисперсность системы «нефть-парафины». Это соли металлов, высших синтетических жирных кислот, силикатно-сульфанольные растворы.

Контрольная проба АСПО без реагента

Проба с ингибиторои РКД Проба с реагентом СНПХ

В нагнетательных скважинах при закачке сточной воды происходит два негативных явления: в колонне нагнетательных труб формируется АСПО из остаточной нефти в воде, аналогичное явление происходит в ПЗП. Так как в воде остаются наиболее тяжелые нефти (поэтому они и витают), то можно предположить в такой нефти повышенное содержание асфальтенов, смол и твердых парафинов. В связи с эти нагнетательные скважины имеют такие же проблемы в своей эксплуатации, как и добывающие. Например, не прохождение прибора в колонну – это не редкое явление среди таких скважин.

Ниже приведены результаты закачки органического растворителя из двух компонент на Кушкульском месторождении республики Башкотостан.

Таблица – Результаты обработок нагнетательных скважин Кушкульского месторождения составом: толуольная фракция – 70 % и «Нефрас 120/200» - 30 %

Номер скважины	Объем доставленного в ПЗП растворителя	Приемистость, м³/сут
Номер скважины	Объем доставленного в ПЗП растворителя	до обработк	осле обработки
139	6,0	250	406
428	7,5	74	148
431	6,0	86	170
661	14,5	0	50

В 1998-1999 годах на Кушкульском месторождении составом по патенту РФ на изобретение № 2011800 обработали 29 нагнетательных скважин, дополнительно добыто 7,5 тысяч тонн нефти. Время выдержки растворителя в пласте – 24 часа (стр. 98-99 книги Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. – 295 с.).

В среднем приемистость повысилась в два раза.

На многих предприятиях нефтяных компаний ведется закачка горячей нефти и воды в межтрубное пространство скважин для расплавления АСПО и восстановления дебита осложненных скважин. В книге Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. и др. Осложнения в нефтедобыче. - Уфа: Монография, 2003. - 302 с. на странице 57 указано, что в НГДУ Альметьевскнефть были проведены исследования, которые показали, что СП в колонне НКТ прогревается выше 50 °С (температура плавления парафина) при прямой промывке горячей нефтью до глубины 370 м, а при обратной – лишь до глубины 70 м.

Таблица – Содержание АСПО в отложениях ГНО добывающих скважин НГДУ "Чекмагушнефть" в 2010-2012 годах

Год

Параметр

Состав отложений,%

АСПО

Соли водорастворимые

Карбонаты, сульфиды, окислы

Сульфаты, гипс

Нерастворимый осадок

растворитель (нефрас,толуол)

вода

13% HCl

NaOH

2010
(168 проб)

Математическое ожидание

67,8

13,81

3,41

0,62

15,01

Стандартное отклонение

24,87

14,21

12,1

3,3

16,77

2011
(98 проб)

Математическое ожидание

68,21

6,87

22,29

Стандартное отклонение

29,37

6,92

8,69

26,07

2012
(98 проб)

Математическое ожидание

70,16

7,23

3,7

0,37

18,54

Стандартное отклонение

28,21

8,67

13,27

1,49

23,25

Среднее за 3 года
(364 пробы)

Математическое ожидание

68,15

10,22

3,17

0,40

18,04

Стандартное отклонение

27,0

11,7

11,4

2,9

21,6

Таблица – Растворимость АСПО в различных реагентах

Данные по пробе: № скважины месторождение дата и место отбора	Растворитель	Состав отложений,%
		АСПО	Соли водорастворимые	Карбонаты, сульфиды, окислы	Сульфаты, гипс	Нерастворимый осадок
		растворитель (нефрас,толуол)	вода	13% HCl	NaOH
5014 Ахтинское 30.05.2011 колонна НКТ	Толуол	89,00	0,33	0	0	10,67
	СНПХ-7870	97,33	0,67	0	0	2,00
	Сонпар-5402	97,00	0,33	0	0	2,67
3460 Саитовское 06.07.2012 колонна НКТ	Сонпар-5402	90,33	7,67	0,00	0,00	2,00
	РКДмд	80,33	5,67	1,33	0,00	12,67
	Толуол	78,67	8,33	0,33	0,33	12,33
396 Чекмагуш-е 16.07.12	РКДмд	74,67	25,33	0,00	0,00	0,00
396 Чекмагуш-е 16.07.12	Толуол	93,36	6,64	0,00	0,00	0,00

Дата добавления: 2022-06-11; просмотров: 23; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 23

Мы поможем в написании ваших работ!