Исследование эффективности химических методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями нефтяных скважин Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения

Анализ проблемы осложнения работы нефтяных скважин образованием парафиновых отложений и используемые меры борьбы необходимо начать с общих сведений о разрабатываемых объектах, анализа фонда скважин и задействованных способов эксплуатации.

Нефть, добываемая на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении, характеризуется высоким содержанием парафинов, вследствие чего разработка осложняется процессами их отложений в скважинном оборудовании. Для борьбы с отложениями в скважинах применяются механические (применение скребковых устройств) и тепловые обработки. Основным способом борьбы является проведение тепловых обработок предварительно подогретым стабильным конденсатом (в качестве теплоносителя и одновременно растворителя отложений).

Стоит заметить, что данный вид обработки относится, скорее, к химическим методам, чем к тепловым. Согласно исследованиям, тепловое действие конденсата, в случае его закачки в затрубное пространство, заканчивается на глубине 200-300м, после чего его температура приобретает значения близкие к температуре газожидкостной смеси в НКТ. Основной же объем АСПО, согласно промысловым исследованиям, отмечается на глубинах около 600 м и ниже. Таким образом, взаимодействие АСПО на стенках НКТ и конденсата, вероятнее всего, носит характер не расплавления АСПО, а его растворения в конденсате.

Имеющийся опыт эксплуатации показывает, что применяемый способ является эффективным, но в тоже время чрезмерно дорогостоящим, поскольку сопровождается необходимостью закупки стабильного валанжинского конденсата.

С учетом планируемого роста объемов добычи нефти, сохранение действующих методов борьбы с парафиноотложениями в скважинах в будущем приведет к удорожанию добычи нефти. Что в свою очередь говорит о необходимости поиска более экономически выгодных способов и технологий борьбы с отложениями. В связи с этим в данной статье производится анализ и оценка альтернативных методов борьбы с АСПО, способных выявить наиболее экономически выгодные и эффективные методики борьбы. Рассматривается оценка эффективности применения стабильного конденсата для проведения тепловых обработок скважин и определение альтернативного реагента для проведения тепловых обработок с получением экономического эффекта. В связи с этим необходимо определить такой реагент, применение которого имеет экономический эффект по отношению к закачке конденсата.

В связи с необходимостью подбора реагентов рассмотрим группировку ингибиторов по механизмам их воздействия:

1. Смачивающего действия. Механизм действия данного рода соединений выражается в образовании на поверхности металла труб гидрофильной пленки.

2. Диспергаторы. Применение приводит к увеличению теплопроводности нефте­продукта, вследствие чего кристаллы парафина образуются в меньшей мере на поверхности трубопроводов и оборудования и в большей степени непосредственно в самой жидкости.

3. Модификаторы – взаимодействуют с молекулами парафина, ослабляя процесс укрупнения кристаллов, что способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения. Как правило, это реагенты, образующие на поверхности оборудования и кристаллов парафина гидрофильную пленку.

4. Депрессаторы – действие этих веществ основано на торможении процесса структурирования парафина в углеводородной среде. Механизм заключается в адсорбции их молекул на кристаллах парафина.

5. Реагенты комплексного действия.

Несмотря на большой объём экспериментальных данных в области применения ингибиторов парафиноотложений, все исследования в России проводятся с использованием метода «холодного стержня». Данный метод позволяет оценить эффективность применяемых ингибиторов и растворителей только в лабораторных условиях, что не позволяет применять его результаты в чистом виде. Метод относится к разряду косвенных методов измерений. Его результаты позволяют оценивать эффективность ингибиторов лишь относительно друг друга без возможности прогнозирования динамики парафиноотложений в скважине. Изложенные факторы часто приводят к тому, что химреагенты, положительно зарекомендовавшие себя в лабораториях, в реальных промышленных условиях демонстрируют низкую эффективность (в рамках настоящей статьи данный факт был подтвержден). По этой причине, в мировой практике для этих целей все чаще в последнее время используются стендовые экспериментальные установки типа WAX Flow Loop.

В отличие от эксперимента «холодный стержень», результаты стенда WAX Flow Loop позволяют получать динамику отложений непосредственно в трубопроводе. Принципиально установка представляет собой трубопровод, в котором воспроизводятся различные режимы течения нефти в условиях парафиноотложений. Установка оснащена системой поддержания требуемых термобарических и динамических (скоростных) режимов течения смеси с высокой стабильностью и точностью, а также системой измерений, позволяющей в реальном времени с высокой точностью отслеживать динамку роста слоя отложений внутри трубопровода во времени.

Одним из важнейших условий соответствия получаемых результатов реальным на любой стендовой установке является соблюдение критериев подобия. Процессы парафиноотложений на стенках НКТ протекают в пристеночном слое. Вне зависимости от значения числа Рейнольдса, т.е. от степени турбулентности потока, данный слой всегда ламинарный. Поэтому для воспроизведения условий гораздо более значимым является воспроизведение условий движения именно этого ламинарного слоя, а точнее – соответствие перемещение слоев жидкости относительно друг друга.

Для проведения исследования необходимо понимать, что режим течения нефти в установке должен максимально соответствовать реальному режиму работы скважины, характеризующемуся высокой интенсивностью отложений.

Для оценки эффективности ингибитора парафиноотложений сравнивается скорость роста АСПО в установке при исследованиях исходной нефти (не ингибированной) и в присутствии реагента. Эффективность определяется отношением толщины слоя АСПО в конкретный момент времени для ингибированной нефти к толщине слоя для исходной нефти для того же момента времени.

Считается, что наиболее высокой растворяющей способностью парафина обладают растворители органической природы, широкое распространение имеет толуол. В связи с этим для целей депарафинизации тестовой секции установки толуол используется в качестве агента. По этим причинам оценка эффективности закачки конденсата выполнена в сравнении с толуолом.

В ходе эксперимента получены данные об изменении толщины слоя АСПО в тестовой секции установки в ходе промывки толуолом и конденсатом при идентичных режимах промывки.

Полученные результаты оказались неожиданными – промывка конденсатом показала значительно больший эффект по отношению к толуолу. Так, при промывке толуолом смыв слоя АСПО начался лишь через 1,1 часа после начала промывки. При промывке конденсатом плавное снижение толщины слоя наблюдается уже с первых минут, а резкий смыв получен уже через 30 минут после начала промывки. Через 40 минут получено полное удаление слоя АСПО.

Выводом данной работы является подтверждение высокой эффективности применяемой методики проведения тепловых обработок стабильным конденсатом. Однако в условиях скважины полное удаление АСПО невозможно в силу их высокой плотности. В скважине происходит процесс «старения» отложений, приводящий к образованию плотной тяжелоудаляемой массы. В связи с этим эффективность применения конденсата в скважине будет не столь высокая, как получено при стендовых исследованиях. Что дает задел для дальнейшего исследования проблематики борьбы с парафиноотложениями и поиска альтернативных методов борьбы с ними. В тоже время полученные результаты указывают на то, что применение иных промывающих агентов нецелесообразно, поскольку их эффективность, вероятнее всего, будет ниже.