БОРЬБА С ОТЛОЖЕНИЯМИ ПАРАФИНА В ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР (ВЬЕТНАМ)
Донг Ван Хоанг,
Национальный исследовательский томский политехнический университет, г. Томск
Научный руководитель -
Открытие совместным предприятием «Вьетсовпетро» в 1988 году на месторождении Белый Тигр уникальной по запасам высокопродуктивной залежи нефти сделало это месторождение крупнейшим в Юго-Восточной Азии. Месторождение Белый Тигр расположено в 120 км от города-порта Вунг Тау, в средней части Центрального поднятия Меконгской впадины. Продуктивные горизонты месторождения представлены отложениями миоцена, олигоцена, фундамента глубиной залегания от 3500 до 4500 м. Продуктивность скважин колеблется от 1 до 100 м3/(сут. МПа). В 1997 г. в связи с появлением воды в продукции на месторождении была введена в эксплуатацию первая газлифтная скважина. Газлифтный способ является самым эффективным способом добычи нефти на месторождении Белый Тигр. Сегодня средняя обводненность по месторождению Белый Тигр составляется больше 40%. С ростом обводненности эффективность работы газлифтных скважин снижается из-за ухудшения плотности газожидкостной смеси, что приводит к росту удельного газа.
Добываемая нефть является высокопарафинистой и имеет высокую температуру застывания. Массовое содержание парафинов составляет 23-29 %, смол и асфальтенов - 3 - 12 %, температура застывания 33 - 36 °С. При добыче парафинистых нефтей серьезной проблемой, вызывающей осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), формирование которых приводит к снижению производительности системы и эффективности работы газлифтных подъемников.
Для предотвращения отложений парафина и обеспечения нормальных условий работы скважины применяются различные методы. Существуют два принципиальных подхода к борьбе с асфальтосмолопарафиновыми отложениями: предотвращение отложений парафина (превентивный подход); различные методы удаления отлагающегося парафина.
Первый подход является предпочтительным и базируется на создании условий в процессе работы скважины, исключающих формирование отложений парафина или облегчающих их срыв с внутренней поверхности подъемника. Данный подход включает следующие методы: снижение шероховатости внутренней поверхности НКТ путем нанесения на неё стекла, эмали или эпоксидных смол; использование специальных химических реагентов, называемых ингибиторами парафиноотложений. Сущность такого метода заключается не только в гидрофилизации внутренней поверхности подъемника за счет адсорбции на ней химических реагентов, но и в адсорбции этих реагентов на образовавшихся кристаллах парафина и формировании на них тонкой гидрофильной пленки, препятствующей росту кристаллов парафина, их слипанию с образованием сгустков твердой фазы и последующим их отложением на стенках НКТ. Сегодня известно определенное количество ингибиторов парафиноотложений на базе как водорастворимых, так и нефтерастворимых ПАВ. С целью изучения способности химреагентов к ингибированию АСПО были проведены исследования на смеси нефтей, обработанной различными комплексными химреагентами при температуре 35°С [3]. Результаты экспериментов приведены в таблицу 1.
Табл. 1
Образование АСПО в смеси нефтей, обработанной различными комплексными химреагентами при температуре 35°С
Химреагент | Концен-трация мл/м3 | Растворимость | Время испытан-ия, час | Скорость образования АСПО за 3 часа, г/м2 | Скорость образования АСПО, г/м2/сут |
Без химреагентов | 0 | - | 3 | 495 | 3957 |
VX 7484 | 500 | углеводород | 3 | 210 | 1681 |
REPA 61V | 500 | углеводород | 3 | 409 | 3275 |
EC 6002A | 500 | углеводород | 3 | 269 | 1948 |
Thuan Phong TWI | 500 | углеводород | 3 | 301 | 1948 |
AP 07 | 500 | алкоголь | 3 | 319 | 2554 |
EC 6590A | 500 | углеводород | 3 | 254 | 2028 |
Результаты испытаний показывают, что химреагент VX 7484 наиболее эффективен по интенсивности образования отложений в НКТ. Его эффект снижения отложений АСПО составляет 58%.
Второй подход является широкораспространенным и делится на несколько методов:
Тепловые – прогрев колонны НКТ перегретым паром, закачиваемым в скважину с помощью специальной паропередвижной установки. Такой процесс называется пропариванием НКТ. Часто используют и прокачку горячей нефти. В настоящее время используются и специальные греющие кабели, спускаемые внутрь НКТ. При подаче на кабель напряжения он разогревается, а отложившийся парафин расплавляется и выносится потоком продукции за пределы устья.
Химические – использование различных растворителей парафиновых отложений, закачиваемых в скважину.
Механические – использование различных по конструкции и форме скребков, спускаемых в подъемник либо на проволоке с помощью специальных автоматизированных лебедок, устанавливаемы на устье скважины, либо так называемых автоматических летающих скребков. Конструктивно скребок устроен таким образом, что при спуске полукруглые по форме пластинчатые ножи сложены и скребок свободно спускается в НКТ. При подъеме ножи раскрываются, их диаметр становится равным внутреннему диаметру НКТ они срезают отложившийся парафин, который потоком продукции выносится за пределы устья скважины.
В условиях газлифтных скважин на месторождении Белый Тигр целесообразно применять конструкцию плунжерного газлифта (рис. 2), которая позволяет проводить самоочистку насосно-компрессорных труб (НКТ) от парафина и гидратообразований, выполняя роль скребка. Конструкция позволяет получить значительный экономический эффект за счет следующих преимуществ перед другими способами добычи нефти [4]:
- снижение потерь газа при подъеме жидкости;
- экономия электроэнергии;
- отказ от применения тепловых, химических и других методов очистки скважин в результате самоочистки НКТ плунжером от парафина и гидратообразований;
- увеличение межремонтного периода работы скважин;
- минимальное техническое обслуживание и простота монтажа и эксплуатации.
С целью повышения эффективности работы установок плунжерного газлифта, а также снижения расхода рабочего агента при эксплуатации скважин разработана на ОАО "Томский электро - механический завод" новая конструкция летающего клапана [5].
Список литературы
и др. Добыча и промысловый сбор парафинистых нефтей. Изд-во "Недра", 1970, стр. 185. Технология и техника добычи нефти. Перепечатка с издания 1983 г. - М.: ООО "Издательский дом Альянс", 2009. - 510 с. Нгуен Хыу Нян, Новый комплексный реагент для улучшения работы газлифтных скважин в условиях разработки месторождений Вьетнама //Нефтегазовое дело. Уфа: УГНТУ, 2009. Т. 7, №1. С. 20 - 25. Нефтепромысловое оборудование: Комплект каталогов / Под ред. , - Томск: Изд-во Томск. ун-та, 1999 г. 898 с. , , и др. Летающий клапан для плунжерного лифта (Патент RU 2211375). (http://www. findpatent. ru/patent/221/2211375.html)