Teхнические средства борьбы с АСПО

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 С_>16>Н_>34> до С_>64>Н_>130>. 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 С_>37>Н_>74> до С_>53>Н_>108>) 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

Группа АСПО

Подгруппа АСПО

Отношение содержания парафинов (П) к сумме смол (С) и асфальтенов (А),

П/(С+А)

Содержание

механических

примесей, %

Асфальтеновый (А)

А_>1>

А_>2>

А_>3>

0,9

0,2

0,2-0,5

0,5

Смешанный (С)

С_>1>

С_>2>

С_>3>

0,9-1,1

0,2

0,2-0,5

0,5

Парафиновый (П)

П_>1>

П_>2>

П_>3>

1,1

0,2

0,2-0,5

0,5

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

Месторождение, площадь	Смолы, % мас.	Асфальтены, % мас.	Парафины, % мас.	Вязкость нефти при 20 ⁰С, мПас
нефть	АСПО	нефть	АСПО	нефть	АСПО
1	2	3	4	5	6	7	8
Вятская площадь, Арланское месторждение	18,8	35,0-48,0	5,9	15,0	2,2-4,0	8,0-12,0	34,3-42,1
Арланская площадь, Арланское месторождение	16,2	20,0-40,0	3,8	10,0-12,0	2,9	6,0-10,0	42,7
Николо-Березовская площадь, Арланское местрождение	13,6	12,0-37,0	7,5	8,0-12,0	2,3	3,0-15,0	74,0
Волковское месторождение	15,0-20,0	11,74-19,43	3,0-5,0	1,17-4,00	3,0-5,0	2,20-4,67	____
Южно-Ягунское месторождение	26,6	18,7-49,4	6,5	10,3-21,4	3,5	не более 3,5	31,0
Дружное месторождение	21,1	___	8,0	___	2,2	___	5,3
Повховское месторождение	9,8	___	1,0	___	2,9	___	0,9

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.

На образование АСПО оказывают существенное влияние [4-6]:

снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;

интенсивное газовыделение;

уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;

изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов;

состав углеводородов в каждой фазе смеси;

соотношение объема фаз;

состояние поверхности труб.

Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.

Влияние давления на забое и в стволе скважины. В случае, когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из нее парафинов. Равновесное состояние нарушается в пласте, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.

При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса может быть меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатационной колонны. В колонне НКТ, выше насоса, можно выделить две зоны. Первая - непосредственно над насосом: здесь давление резко возрастает и становится больше давления насыщения. Вероятность отложения в этой зоне минимальна. Вторая - зона снижения давления до давления насыщения и ниже, где начинается интенсивное выделение парафина.

В фонтанных скважинах при поддержании давления у башмака равным давлению насыщения, выпадение парафина следует ожидать в колонне НКТ [7].

Как показывает практика [1], основными объектами, в которых наблюдается образование отложений парафина, являются скважинные насосы, НКТ, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин.

Промысловые исследования в условиях ОАО "Оренбургнефть" показали [1], что характер распределения парафиновых отложений в трубах различного диаметра примерно одинаков. Толщина отложений постепенно увеличивается от места начала их образования на глубине 500-900 м и достигает максимума на глубине 50-200 м от устья скважины, затем уменьшается до толщины 1-2 мм в области устья (рис. 2).

Анализ состава АСПО, отобранных на различных глубинах скважин, показал, что на глубине более 1000 м содержится больше АСВ, чем парафинов [8]. Механические примеси на таких глубинах практически не участвуют в формировании отложений (их содержание не превышает 4-5 % мас.).

С уменьшением глубины наблюдаются снижение содержания асфальто-смолистых веществ в АСПО, а также увеличение количества механических примесей и твердых парафинов (рис. 3). Чем ближе к устью скважины, тем в составе АСПО больше церезинов, и, соответственно, тем выше структурная прочность отложений.

Рис. 2 - Отложение АСПО по глубине скважины [1]

Рис. 3 - Отложение АСВ и парафинов по глубине скважины [1]

Нет единого мнения об образовании АСПО при высокой обводненности продукции скважин. Любопытные данные получены при анализе 344 скважин на поздней стадии разработки месторождений ОАО "Татнефть" [9]. В этих условиях наиболее часто АСПО образуются в скважинах, дебиты которых меньше 20 т/сут., причем преобладают дебиты до 5 т/сут по жидкости. Критическим дебитом, когда АСПО в скважине незначительно, является дебит свыше 35 т/сут. АСПО образуются во многих скважинах с низкой обводненностью нефти, доля которых от общего количества скважин составляет 32 %. Второе место по частоте образования АСПО занимают скважины, имеющие обводненность от 50 до 90 %. Характерной особенностью формирования АСПО в таких скважинах является их образование не только в НКТ, но и в насосном оборудовании (более 50 % ремонтов). АСПО в колонне НКТ образуются в основном в скважинах с низкой и высокой (от 60 до 80 %) обводненностью. Большинство таких скважин (95 %) оборудовано штанговыми насосами, из них 54 % имеют диаметр плунжера 44 мм, а 31 % - 32 мм. Около 47 % скважин с АСПО в насосах имеют обводненность продукции выше 60 %, в то время как всего 28 % таких скважин - низкую обводненность.

Влияние температуры в пласте и в стволе скважины. Нефть является сложной по химическому составу смесью компонентов, которые, в зависимости от строения и внешних условий, могут находиться в разных агрегатных состояниях. Снижение температуры вызывает изменение агрегатного состояния компонентов, приводящее к образованию центров кристаллизации и росту кристаллов парафина. Характер распределения температуры по стволу скважины существенно влияет на парафинообразование и зависит от:

- интенсивности передачи тепла от движущейся по стволу скважины жидкости окружающим породам. Теплопередача зависит от градиента температур жидкости и окружающих скважину пород и теплопроводности кольцевого пространства между подъемными трубами и эксплуатационной колонной;

- расширения газожидкостной смеси и ее охлаждения, вызванного работой газа по подъему жидкости.

Влияние газовыделения. Лабораторные исследования показали [1], что на интенсивность образования парафиноотложений оказывает влияние процесс выделения и поведения газовых пузырьков в потоке смеси. Известно, что газовые пузырьки обладают способностью флотировать взвешенные частицы парафина. При контакте пузырька с поверхностью трубы частицы парафина соприкасаются со стенкой и откладываются на ней. В дальнейшем процесс отложения парафина нарастает вследствие его гидрофобности. На стенке трубы образуется слой из кристаллов парафина и пузырьков газа. Чем менее газонасыщен этот слой, тем большую плотность он имеет. Поэтому более плотные отложения образуются в нижней части подъемных труб, где пузырьки газа малы и обладают большей силой прилипания к кристаллам парафина и стенкам трубы.

Влияние скорости движения газожидкостной смеси. Интенсивность образования АСПО во многом зависит от скорости течения жидкости. При ламинарном характере течения, то есть низких скоростях потока, формирование АСПО происходит достаточно медленно. С ростом скорости (при турбулизации потока) интенсивность отложений вначале возрастает. Дальнейший рост скорости движения газожидкостной смеси ведет к уменьшению интенсивности отложения АСПО: большая скорость движения смеси позволяет удерживать кристаллы парафина во взвешенном состоянии и выносить их из скважины. Кроме того, движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем объясняется резкое уменьшение отложений в интервале 0-50 м от устья скважины. При больших скоростях движения поток смеси охлаждается медленнее, чем при малых, что также замедляет процесс образования АСПО [5].

Влияние шероховатости стенок труб. Состояние поверхности труб влияет на образование отложений. Микронеровности являются очагами вихреобразования, разрыва слоя, замедлителями скорости движения жидкости у стенки трубы. Это служит причиной образования центров кристаллизации отложений, прилипания кристаллов парафина к поверхности труб, блокирования их движения между выступами и впадинами поверхности. В случае, когда значение шероховатости поверхности труб соизмеримо с размером кристаллов парафина, либо меньше его, процесс образования отложений затруднен.

Влияние электризации. Процесс образования АСПО носит адсорбционный характер. Адсорбционные процессы сопровождаются возникновением двойного электрического слоя на поверхности контакта парафина с газонефтяным потоком. При механическом нарушении равновесного состояния данного слоя на поверхности трубы или слоя парафина появляются некомпенсированные заряды статического электричества, то есть происходит электризация как поверхности трубы, так и поверхности кристаллов парафина, что усиливает адгезию парафина к металлу [10].

2. Методы борьбы с АСПО

Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по предупреждению образования отложений и их удалению (рис. 4).

Существует несколько наиболее известных и активно применяемых в нефтедобывающей промышленности методов борьбы с АСПО. Но многообразие условий разработки месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий.

Химические методы базируются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы [3].

Химические реагенты подразделяются на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы [4]:

Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. К ним относятся полиакриламид (ПАА), ИП-1;2;3, кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных ПАВ.

Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения. Такими свойствами обладают атактический пропилен с молекулярной массой 2000-3000, - низкомолекулярный полиизобутилен с молекулярной массой 8000-12000, алифатические сополимеры, сополимеры этилена и сложного эфира с двойной связью, тройной сополимер этилена с винилацетатом и винилпиролидоном, полимер с молекулярной массой 2500-3000.

Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению. К известным депрессаторам относятся "Парафлоу АзНИИ", алкилфенол ИПХ-9, "Дорад-1А", ВЭО-504 ТюмИИ, "Азолят-7" [1].

Диспергаторы - химические реагенты, обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которая уносится потоком нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. К ним относятся соли металлов, соли высших синтетических жирных кислот, силикатно-сульфанольные растворы, сульфатированный щелочной лигнин [3]. Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с:

· процессом разрушения устойчивых нефтяных эмульсий;

· защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии;

· защитой от солеотложений;

· процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока.

Разработан достаточно широкий ассортимент химических реагентов для борьбы с АСПО. В настоящее время применяются следующие марки реагентов:

· бутилбензольная фракция (бутиленбензол, изопропилбензол, полиалкилбензолы). Предложен к использованию СевКавНИПИнефть;

· толуольная фракция (толуол, изопентан, н-пентан, изопрен);

· СНПХ-7р-1 - смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения, а также ароматических углеводородов (ОАО "НИИнефтехим", г. Казань);

· СНПХ-7р-2 - углеводородная композиция, состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановой фракции (ОАО "НИИнефтехим", г. Казань);

· ХПП-003, 004, 007 (ЗАО "Когалымский завод химреагентов", г. Когалым);

· МЛ-72 - смесь синтетических ПАВ;

· реагенты типа СНПХ-7200, СНПХ-7400 - сложные смеси оксиалкилированных ПАВ и ароматических углеводородов (ОАО "НИИнефтехим", г. Казань);

· реагент ИКБ-4, оказывающий комплексное воздействие на АСПО и коррозию металла труб (ИНХП, г. Уфа);

· ИНПАР (Опытный завод "Нефтехим", г. Уфа);

· СЭВА-28 - сополимер этилена с винилацетатом (ВНИИНП и ВНИИТнефть, г. Москва) [5].

Рис. 4 - Классификация методов борьбы с АСПО

Кроме перечисленных реагентов в нефтегазодобыче используют также Урал-04/88, ДМ-51; 513; 655; 650, ДВ-02; 03, СД-1; 2, О-1, В-1, ХТ-48, МЛ-80, Прогалит ГМ20/40 и НМ20/40.

Наряду с высокой стоимостью существенным недостатком химического метода является сложность подбора эффективного реагента, связанная с постоянным изменением условий эксплуатации в процессе разработки месторождения.

Методы, относимые к физическим, основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию.

Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб [1].

Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам. Использование в нефтедобыче магнитных устройств для предотвращения АСПО началось в пятидесятые годы прошлого века, но из-за малой эффективности широкого распространения не получило. Отсутствовали магниты, достаточно долго и стабильно работающие в условиях скважины. В последнее время интерес к использованию магнитного поля для воздействия на АСПО значительно возрос, что связано с появлением на рынке широкого ассортимента высокоэнергетических магнитов на основе редкоземельных материалов. В настоящее время около 30 различных организаций предлагает магнитные депарафинизаторы [11-19].

Установлено [13], что под воздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушение агрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся при концентрации 10-100 г/т в нефти и попутной воде. В каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому (в 100-1000 раз) увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов и солей и формированию на поверхности ферромагнитных частиц пузырьков газа микронных размеров. В результате разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в виде тонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров выпавших совместно со смолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина. Образование микропузырьков газа в центрах кристаллизации после магнитной обработки обеспечивает, по мнению некоторых исследователей, газлифтный эффект, ведущий к некоторому росту дебита скважин.

В нефтедобыче используют тепловые, химические и механические методы удаления АСПО. Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 50 ⁰С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений, или необходимо вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины. В настоящее время используют технологии с применением:

· горячей нефти или воды в качестве теплоносителя;

· острого пара;

· электропечей наземного и скважинного исполнения;

· электродепарафинизаторов (индукционных подогревателей), осуществляющих подогрев нефти в скважине;

· реагентов, при взаимодействии которых протекают экзотермические реакции.

Технология применения теплоносителя предусматривает нагрев жидкости в специальных нагревателях (котельных установках передвижного типа) и подачу ее в скважину способом прямой или обратной промывки. Обратная промывка более предпочтительна, так как при этом исключено образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке [1].

Недостатками данных методов являются их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий.

Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных и распространенных интенсифицирующих методов в технологических процессах добычи, транспорта, хранения и переработки нефти. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения. Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляется эмпирически. Это связано с недостатком информации об их структуре и свойствах и малой изученностью механизма взаимодействия нефтяных дисперсных систем с растворителями.

Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся отложений АСПО на НКТ. Для этой цели разработана целая гамма скребков различной конструкции.

По конструкции и принципу действия скребки подразделяют на:

· пластинчатые со штанговращателем, имеющие две режущие пластины, способные очищать АСПО только при вращении. Для этого используют штанговращатели, подвешенные к головке балансира станка-качалки. Вращение колонны штанг и, следовательно, скребков происходит только при движении вниз. Таким путем скребок срезает АСПО с поверхности НКТ;

· спиральные, возвратно-поступательного действия;

· "летающие", оснащенные ножами-крыльями, которые раскрываются при движении вверх, что обеспечивает им подъемную силу. Применяют, как правило, в искривленных скважинах.

Использование такого метода борьбы с АСПО значительно осложняется тем, что для его применения часто необходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхности труб (для некоторых видов скребков). Кроме того, возможно застревание скребков, обрыв их крепления и некоторые другие осложнения.

В последние годы вместо металлических пластинчатых скребков на штангах укрепляют пластиковые скребки (рис. 5). Они одновременно играют роль центраторов. Есть информация, что при использовании скребков-центраторов протирается НКТ.


а) неподвижные скребки "Канаросс"	б) скребки-центраторы Альметьевского завода "Радиоприбор"

Рис. 5 - Скребки- центраторы

Как метод предотвращения АСПО следует отдельно выделить применение гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали. При перевозках, спускоподъемных операциях и в скважинах НКТ подвергаются значительным ударным, растягивающим, сжимающим, изгибающим и другим нагрузкам. Стеклянное покрытие ввиду его хрупкости, значительной толщины и отсутствия сцепления с металлом трубы не надежно и разрушается в процессе спускоподъемных операций. Последнее приводит к образованию стеклянных пробок в колонне НКТ и заклиниванию насосов. Кроме того, технология нанесения стеклянных и эмалевых покрытий предполагает нагрев труб до 700-800 ⁰С, что вызывает необратимые процессы в структуре металла и расплавление вершин резьб.

На промыслах ОАО "Оренбургнефть" были опробованы НКТ с покрытиями из бакелитового лака, бакелито-эпоксидной композиции, эпоксидного лака и стеклоэмали [1]. Недостаточные термо- и морозостойкость эпоксидных смол являются сдерживающим фактором их широкого применения. С этих позиций лучшими могут считаться НКТ, футерованные стеклоэмалью. Прочность и адгезия эмали высоки. Сколы в процессе спускоподъемных операций и транспортировки не наблюдаются.

Большое сопротивление истиранию, низкие тепло- и электропроводность открывают большие перспективы внедрения труб со стеклоэмалевым покрытием в нефтедобывающей промышленности.

3. Скважинные аппараты магнитной обработки жидкости

Инжиниринговой компанией "Инкомп-нефть" освоено производство глубинных скважинных установок магнитной обработки жидкости типа УМЖ. Установка УМЖ-73-005 представляет собой корпус 1 (рис. 6) из ферромагнитной трубы с присоединительными резьбами 2. На одном конце трубы закреплена муфта 3 с присоединительной резьбой 4. На внутренней поверхности корпуса закреплены точечные постоянные магниты 5, залитые полимерной композицией 6. Использованы магниты в виде цилиндров диаметром 5-8 мм и высотой 3-4 мм.


а)	б)

Рис. 6 - Общий вид установок магнитной обработки жидкости УМЖ-122 (а) и УМЖ-73 (б)

Были проанализированы различные схемы размещения постоянных магнитов (рис. 7-9) .

На основании промысловых испытаний в НГДУ "Арланнефть" установок УМЖ изготовленных по различным схемам лучший результат достигнут по схеме рис. 8.

Точечные постоянные магниты выступают над внутренней поверхностью корпуса с разной высотой, что способствует дополнительной турбулизации перекачиваемой жидкости, повышающей эффективность магнитной обработки.

Для точного и надежного размещения магнитов в корпусе была разработана новая технология их изготовления. Технология предусматривает:

Подготовку внутренней поверхности корпуса (пескоструйная обработка и обезжиривание);

Нанесение первого слоя антикоррозионной композиции;

Ориентационное нанесение магнитов на не застывшую поверхность;

Нанесение после просушки последовательно еще двух слоев антикоррозионной композиции на внутреннюю поверхность с магнитами.

Рис. 7 - Схема расположения магнитов в установке УМЖ-73

Рис 8 - Схема расположения магнитов в установке УМЖ-73

Рис. 9 - Схема расположения магнитов в установке УМЖ-73

Магниты перед их установкой в корпус обезжириваются, и на них наносится слой антикоррозионной композиции. Ориентационное нанесение магнитов предусматривает точное их размещение в заданное расчетное место на поверхности корпуса. Для этого корпус закрепляют в шпиндель токарного станка оснащенного делительной головкой. На специальную державку наносят постоянные магниты, которые необходимо расположить на одной образующей внутренней цилиндрической поверхности корпуса. После нанесения антикоррозионной композиции на поверхность корпуса, державку вводят во внутреннюю полость корпуса. Перемещая державку параллельно оси корпуса, подводят ее к требуемому участку, и магниты располагаются на поверхности корпуса. Далее отводят державку от поверхности и выводят ее из полости корпуса. Корпус поворачивают посредством делительной головки на требуемый угол, и вновь на данной образующей устанавливают магниты. И так до полной установки магнитов. После установки магнитов, наносится еще два слоя антикоррозионной композиции.

Установка с помощью резьб монтируется в колонну НКТ на прием насоса ШГНУ или в требуемый участок колонны НКТ. При прохождении добываемой жидкости по корпусу она обрабатывается магнитным полем.

Была также спроектирована и изготовлена установка магнитной обработки жидкости УМЖ-122 (рис. 6-а), предназначенная для работы в скважинах оснащенных ЭЦН с внутренним диаметром эксплуатационной колонны от 125 до 140 мм. Установка монтируется на штатное место противополетного якоря (данное устройство зачастую не используется) и крепится к компенсатору ГД-51 посредством резьбы.

В отличие от большинства существующих, данная установка не имеет внешнего защитного корпуса, а магнитное поле создают 312 точечных постоянных магнитов, закрепленных на шести радиальных ребрах. Благодаря этому, установка не создает значительных гидравлических сопротивлений (они много меньше создаваемых компенсатором ГД-51), при этом напряженность создаваемого магнитного поля 25-30 кА/м.

Основные результаты использования УМЖ. Инжиниринговая компания "Инкомп-нефть" изготовила более 250 скважинных установок УМЖ, которые внедрены в АНК "Башнефть", ОАО "Белкамнефть", НК "Лукойл", НК "ЮКОС", ОАО "Газпром" и ряде других организаций.

Применение установок УМЖ-73 позволило увеличить средний межремонтный период скважин НГДУ "Арланнефть" осложненных эмульсией и АСПО в среднем в 1,8 раза. Химическая обработка скважин была прекращена.

На Сергеевском месторождении НГДУ "Уфанефть" использование установок УМЖ-73-005 дало возможность увеличить межочистной период скважин в 2,7 раза, а количество термических и химических обработок уменьшить в 2 и 5 раз соответственно.

Внедрение установок УМЖ-73 в скважинах Мортымья-Тетеревского и Толумского месторождения ТПП "Урайнефтегаз", осложненных АСПО, позволило увеличить их средний межремонтный период в 2 раза при прекращении химических обработок скважин.

Список литературы

1. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. - 653 с.: ил.

2. Доломатов М.Ю., Телин А.Г. и др. Физико-химические основы направленного подбора растворителей асфальтосмолистых веществ // Отчет центрального научно-исследовательского института ЦНИИТЭнефтехим, 1990 г.- 35 с.

3. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. - М.: Недра, 1986.- 240 с.

4. Голонский П.П. Борьба с парафином при добыче нефти. - М.: Гостоптехиздат, 1960. - 88 с.

5. Люшин С.В., Репин Н.Н. О влиянии скорости потока на интенсивность отложения парафинов в трубах // Сб. борьба с отложениями парафина. - М.: Недра, 1965. - 340 с.

6. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. - М.: Недра, 1970. - 192 с.

7. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов: - Уфа.: ООО "ДизайнПолиграфСервис", 2001 - 544 с.: ил.

8. Нагимов Н.М., Ишкаев Р.К., Шарифуллин А.В., Козин В.Г. Эффективность воздействия на асфальтосмолопарафиновые отложения различных углеводородных композитов // Нефть России. Техника и технология добычи нефти. - 2002. - N 2 - с. 68-70.

9. Тронов В.П., Гуськов А.И., Мельников Г.М. Об условиях формирования АСПО на поздней стадии разработки// Проблемы нефтегазового комплекса России. Горное дело: Тезисы докладов Международной Научно-технической конференции. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998. - с. 106-108.

10. Опыт борьбы с отложениями парафина / С.Ф. Люшин, В.А. Рассказов // РНТС. ВНИИОНГ. - 1967. - 67 с.

11. Шайдаков В.В., Лаптев А.Б., Никитин Р.В. и др. Результаты применения магнитной обработки на скважинах, имеющих осложнения по АСПО и эмульсии // Проблемы нефти и газа: Тезисы докладов. III конгресс нефтегазопромышленников, Секция Н. - Уфа. - 2001, - с. 121-122.

12. Ковач В.И., Аливанов В.В., Шайдаков В.В. Магнитная активация жидкости как метод защиты от коррозии. // Нефтяное хозяйство - 2002. - N 10 - с.

13. Лесин В.И. Магнитные депарафинизаторы нового поколения /Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. - 2001. - N 1. - С. 18-20.

14. Персиянцев М.Н., Василенко И.Р. Магнитные депарафинизаторы МОЖ.- Газовая промышленность, 1999. - N 8.

15. Магнитный депарфинизатор "Магнолеум".- http:/ www. mte. gov. ru./ntp/new borud/rka/rka.htm.

16. Депарафинизаторы. - http:/www.metalop.ru/magnit4.htm.

17. Integrated water magnetic conditioner and filter. - http:/www.sovinservice.ru/mf_2000_eng.html.

18. Малышев А.Г., Черемисин Н.А., Шевченко Г.В. Выбор оптимальных способов борьбы с парафиноотложением // Нефтяное хозяйство. - 1997. - N 9. - С. 62.-69.

19. Карпов Б.В., Воробьев В.П., Казаков В.Т. и др. Предупреждение парафиноотложений при добыче нефти из скважин в осложненных условиях путем применения магнитных устройств // Нефтепромысловое дело. - 1996. - N 12. - С. 17-18.