УДК 622.276.72 © Коллектив авторов, 1998
Г.М. Рахматуллина, Е.Л. Володина, Г.Н. Запеклая (ОАО «НИИнефтепромхим»), Ф.С. Гарифуллин (НГДУ «Краснохолмскнефть»)
G.M.Rahmatullina, E.P.Volodina, G.N.Zapeklaya (OAO "NMneftepromhim"), F.S.Garifullin (NGDU "Krasnoholmskneft")
Применение ингибитора парафиноотложений комплексного действия СНПХ-7941
П
ри разработке нефтяных месторождений с высоким содержанием асфальтенов, смол, парафинов наблюдается их отложение в глубиннонасосном оборудовании и системе сбора нефти, что ухудшает эксплутаци-онные показатели скважины. Часто для предотвращения их отложения применяют реагенты, которые не обладают другими свойствами. Перспективным направлением для борьбы с отложениями парафина, образованием эмульсии, а также с коррозионной активностью среды является разработка реагентов комплексного действия.
Нами предложен ингибитор парафиноотложений комплексного действия, предотвращающий асфальто- смоло -парафиновые отложения (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании, обладающий деэмульгирующими свойствами и снижающий коррозионные процессы в нефтяных скважинах, системах поддержания пластового давления и наземных коммуникациях. Товарная форма получила название - ингибитор парафиноотло-жений комплексного действия СНПХ-7941. Он отвечает требованиям, предъявляемым к химическим реагентам, применяемым в нефтедобывающей отрасли. Некоторые физико-химические характеристики реагента приведены ниже. Плотность при температуре
20°С, кг/м3 ..........Не менее 870
Кинематическая вязкость при температуре 20°С,
мм2/с ................Не более 10
Температура застывания, °С .................Не выше - 40
Application of multifunctional wax deposit inhibitor SNPX-7941
Multifunctional wax deposit inhibitor is presented, which is able to prevent deposition of asphalts, tar and wax in oil field equipment. It is stated, that it has demulsifying features and reduces corrosion processes in oil wells, reservoir pressure maintanace systems and surface facilities.
Ингибитор СНПХ-7941 широко применяется во многих нефтедобывающих объединениях: АО «Узеньмунайгаз», «Лукойл - Когалымнефтегаз», «Татнефть», АНК «Башнефть».
В статье приведены результаты опытно-промысловых испытаний ингибитора СНПХ-7941, которые были проведены в НГДУ «Краснохолмскнефть» АНК «Башнефть» и НГДУ «Бавлынефть» АО «Татнефть» в 1995-1997г. Традиционным способом борьбы в данных НГДУ являлись паротепловые методы: промывка горячей нефтью, паром, которые не обеспечивали полного удаления АСПО из-за трудоемкости, малой эффективности, больших энергозатрат. При тепловых методах межочистной период составлял 30 - 40 сут. В настоящее время в данных НГДУ разработана технология борьбы с АСПО с использованием реагента СНПХ-7941.
В НГДУ «Краснохолмскнефть» разрабатывается 17 нефтяных месторождений, фонд добывающих скважин составляет 2593, эксплуатация 1100 из них осложнена выпадением АСПО. Месторождения этого НГДУ характеризуются умеренными пластовыми температурами и умеренными или средними пластовыми давлениями, относительно невысокими давлениями насыщения нефти и низкими газовыми факторами. Плотность нефтей составляет 881,6 -904,0 кг/м3, вязкость при температуре 20°С равна (25,10 - 98,63) 10-6 м2/с. Содержание смол составляет 13,62 -28,99%, асфальтенов 3,70 - 17,93%,
парафинов 1,08 - 5,96%, серы 1,13 -4,26%.
АСПО содержат включения влаги и большое количество механических примесей 18,6 - 58,7%.
Исходя из характеристики нефтей, содержания в ней сероводорода и других агрессивных газов, состава АСПО, способов эксплуатации скважин, глубины подвески НКТ и насосов, площади поперечного сечения подъемника и затрубно-го пространства, давления, температуры жидкости, газа в затрубном пространстве, глубины динамического уровня была разработана технология предотвращения выпадения АСПО с помощью ингибитора СНПХ-7941, определены способ и место подачи реагента, рабочий удельный расход, его ударная доза, периодичность обработок скважин.
Нами проанализирована технологическая эффективность ингибитора СНПХ-7941. В качестве объектов испытаний были выбраны скважины с интенсивным отложением парафина, дебитом нефти 0,5 - 40 т/сут, обводненностью 10 - 98%. Дозировка реагента проводилась глубинными дозаторами с расходом 100 - 200 г/т нефти, периодической или многообъемной заливкой в межтрубное пространство скважин.
Для определения технологической эффективности ингибитора СНПХ-7941 проводился контроль за эксплуатацией скважин по дебиту жидкости, динамическому уровню, межочистному периоду (МОП) работы скважин. В табл. 1 приведены контролируемые параметры до и после
64 2/1998
Таблица 1
Номер Расход Дебит жидкости, Динамический Межочистной Кратность
сква- Площадь реагента, м3/ сут уровень,м период, сут увеличения
жины кг до после до после до после межочистного периода
Скважины с выпадением АСПО
1680 Татышлинская 200 16,2 19,0 600 534 21 72 3,4
4434 200 9,2 31,0 954 500 20 64 3,2
1677 90 42,0 46,0 698 660 29 87 3,0
1568 100 3,0 3,2 450 400 30 100 3,3
4465 120 2,4 4,2 420 300 30 120 4,0
4689 200 14,2 16,0 876 438 35 190 5,4
195 Бураев ская 200 35,2 58,3 1040 834 28 95 3,4
3067 200 62,0 74,0 708 486 26 89 3,4
3427 150 7,0 12,0 816 490 28 192 6,9
2943 200 3,7 4,7 945 889 30 120 4,0
2693 Югомаш.Максим. 200 1,9 2,5 302 150 29 150 5,2
1443 200 14,5 18,3 808 752 30 150 5,0
4261 200 5,3 8,0 627 192 30 120 4,0
1949 Байсаровская 200 5,0 6,2 720 688 30 170 5,7
1715 Воядинская 200 2,0 3,2 1014 860 31 90 2,9
1706 200 6,2 7,2 960 886 34 95 2,8
Обводненные скважины с выпадением парафина |
3047 Бураевская 200 42,0 70,0 374 348 29 98 3,4
3045 200 64,0 76,0 300 294 30 90 3,0
3277 200 52,0 67,0 1010 350 25 96 3,8
3284 200 80,0 82,0 679 105 29 70 2,4
2900 200 23,0 35,0 804 621 30 180 6,0
1585 Татышлинская 90 18,9 20,5 138 120 30 95 3,2
1595 200 1,8 3,2 540 36 32 185 6,2
2697 Югомаш.Максим. 200 1,6 3,1 960 869 31 163 5,3
1947 Байсаровская 200 10,0 11,0 844 324 30 210 7,0
3520 Воядинская 200 5,0 7,0 420 282 30 165 5,5
1747 200 7,5 8,4 730 604 30 150 5,0
Скважины с выпадением АСПО и коррозией оборудования
1939 Байсаровская 100 2,3 3,1 1014 960 27 80 2,96
1918 100 66 86 600 665 35 90 2,57
1977 100 6,4 12,9 750 294 30 68 2,3
1901 200 3,6 4,5 972 204 65 180 2,8
1919 200 48,1 94,2 738 720 60 180 3,0
1972 200 7,3 11,8 582 480 60 180 3,0
1912 100 1,1 2,3 996 1020 30 90 3,0
743 Игровская 50 2,5 3,7 900 1014 25 65 2,6
6670 100 4 6,7 852 822 55 175 3,2
6663 100 4,8 5,4 456 354 30 72 2,4
Таблица 2
Месторож- Номер Об.., Дозировка Отстой воды, % от обводненности
дение сква- нен- реагента, г/т через промежуток времени, ч
жины 0,5 1,0 2,0 18
3192 25 40 12 36 48 80
Бураевское 60 28 44 48 82
100 48 60 64 86
Без реагента 0 0 0 0
271 28 40 0 0 0 21
Орьебашское 60 0 0 3,5 37,5
100 0 0 3,5 39
Без реагента 0 0 0 0
744 18 40 0 0 0 17
Игровское 60 0 0 0 22
100 0 11 17 47
Без реагента 0 0 0 0
744 31 40 0 0 0 9
Игровское 60 0 0 0 13
100 0 0 3 26
Без реагента 0 0 0 0
применения ингибитора СНПХ-7941. Из нее видно, что применение ингибитора парафиноотложений комплексного действия СНПХ-7941 эффективно. Межочистной период эксплуатации скважин, обрабатываемых этим ингибитором, стал составлять 72 - 210 сут, т.е. увеличился в среднем до 4,1 раза в скважинах с интенсивным выпадением АСПО; в 4,6 раза в обводненных эмульсионных скважинах и в 2,8 раза в скважинах с коррозией оборудования. Средний объем добываемой жидкости из скважин, обрабатываемых реагентом СНПХ-7941, увеличился в 1,2 - 3,3 раза.
В ЦНИПР НГДУ «Краснохолмск-нефть» были проведены исследования деэмульгирующих и антикоррозионных свойств ингибитора СНПХ-7941. Де-эмульгирующая способность оценивалась на эмульсиях Бураевского, Орье-башского, Игровского месторождений. Результаты приведены в табл. 2.
Скорость коррозии замерялась электрохимическим методом, индикатором поляризационного сопротивления Р5126 на водоводе сточной воды перед КНС-10. Защитный эффект составил 80% при дозировке СНПХ-7941 100 мг/л.
Опытно-промысловые испытания ингибитора СНПХ-7941 в НГДУ «Бав-лынефть» АО «Татнефть» проводились в скважинах Южной площади Ромашкинского месторождения. Обработка скважин проводилась путем подачи ингибитора СНПХ-7941 на прием насоса при помощи глубинных дозаторов типа ДСИ-107, а также путем периодической заливки в затрубное пространство. В скв. 22639, 10581, 10541 ингибитор закачивался с декабря 1996 г. До его подачи в этих скважинах за этот же период было проведено 15 промывок, 4 ремонта, после внедрения ингибитора - промывок и ремонтов не было в течение 9 мес. В июле 1997 г. начали промысловые испытания в других 12 скважинах.
Таким образом, ингибитор парафиноотложений комплексного действия СНПХ-7941 и технология его применения позволяют эффективно защищать нефтепромысловое оборудование от выпадения АСПО, одновременно осуществлять внутритруб-ную деэмульсацию и защищать от коррозии оборудование систем неф-тесбора и поддержания пластового давления.
2/1998 65
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.