Аннотация
В статье рассматриваются вопросы увеличения межремонтного периода установок штанговых глубинных насосов. Анализ отказов глубинных насосов позволил сформулировать основные причины остановки оборудования исследуемых скважин. Одной из важнейших задач увеличения срока службы оборудования является борьба с асфальтосмолопарафиновыми отложениями в насосных установках. Для выявления видов образования отложений, влияющих на работу штанговых глубинных насосов, были проведены базовые исследования составов 8 нефтей, 1 асфальтосмолопарафинового отложения и 11 пластовых вод, а также влияние химических реагентов на данные нефти. По результатам исследований предложено к применению два ингибитора парафиноотложений.
Нефтегазовая отрасль динамично развивается в направлении более полного извлечения углеводородов из недр земли. Появляются и внедряются технологии, использующие специальное оборудование. Добыча нефти сопровождается рядом технологических и эксплуатационных проблем, которые повышают себестоимость извлекаемого сырья.
Для эффективной эксплуатации глубинных скважинных штанговых насосов необходимо поддержание и улучшение фильтрационных свойств продуктивных пластов, снижение отложений в подземном оборудовании (ПО) скважины, предупреждение образования водонефтяных эмульсий и многое другое [1]. Современные устройства штанговых глубинных насосов (УТТТГН) предназначены для откачивания пластовой жидкости из нефтяных скважин с дебитом до 100 м3/сут. и глубиной до 3000 м. Пластовая жидкость может содержать до 99% воды. При использовании специальных коррозионностойких и износостойких материалов и дополнительных устройств допускается наличие в жидкости значительного количества свободного газа на приеме, механических примесей, сероводорода и солей [2]. Данные факторы существенно снижают межремонтный период установки.
Допустимые величины выше перечисленных осложняющих добычу факторов устанавливает каждый завод-изготовитель для конкретных вариантов конструкции.
Одной из важных технических задач при увеличении межремонтного периода УШГН является борьба с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО). Практика добычи нефти на промыслах показывает, что основными участками накопления АСПО являются скважинные насосы, насоснокомпрессорные трубы (HKT), выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно АСПО откладываются на внутренней поверхности HKT. В выкидных линиях их образование усиливается в зимнее время, когда температура воздуха становится значительно ниже температуры скважинной жидкости.
C ростом скорости движения нефти интенсивность отложений вначале возрастает, что объясняется увеличением турбулизации потока и, следовательно, увеличением частоты образования и отрыва пузырьков от поверхности трубы, флотирующих взвешенные частицы парафина и асфальтосмолистых веществ [3]. Шероховатость стенок и наличие в системе твердых примесей способствуют также выделению из нефти парафина в твердую фазу (Рисунок 1).
Кроме указанных основных факторов на интенсивность парафинизации трубопроводов при транспортировании углеводородной продукции скважин могут оказывать влияние степень обводненности продукции и величина pH пластовых вод. Перечисленные факторы приводят к преждевременному отказу скважин, оснащенных штанговыми глубинными насосами. Причина отказа ПО - обрыв штанг в результате заклина ШГН из-за засорения солями (Рисунок 1).
На рисунке 2 показаны отложения твердых веществ серого цвета (соли) на штангах и HKT [3]. При проведении ПРС ШГН был расклинен. На плунжере видны отложения твердых веществ серого цвета (соли) (Рисунок 3).
При комиссионном разборе ШГН на клапанах (Рисунок 4) и внутренней полости цилиндра так же выявлены твердые вещества серого цвета (соли).
Причина отказа - отворот штанг в результате заклина ШГН из-за засорения солями. На штангах, хвостовике, ШГН (Рисунок 5) и всасывающем клапане (Рисунок 6) обнаружены отложение вещества серого цвета (соли) [3].
Анализ отказов глубинных насосов позволил сформулировать основные причины остановки исследуемых скважин: заклинивание плунжера в цилиндре - 3 единицы; пропуск клапана - 3 единицы; обрыв штанги - 3 единицы; отложения мехпримесей - 2 единицы; отложения парафина - 4 единицы; солеотложения - 1 единица; нет опрессовки - 1 единица.
Причем, влияние этих факторов неоднозначно и может быть различным для разных месторождений. Отложения, образовавшиеся в разных скважинах, отличаются друг от друга по химическому составу в зависимости от группового углеводородного состава разных видов нефти, добываемых на этих скважинах. Но при всём возможном разнообразии составов, для всех отложений установлено, что содержание в них асфальтосмолистой и парафиновой компоненты будут обратными: чем больше в АСПО доля асфальтосмолистых веществ, тем меньше будет содержаться парафинов в нефти. Такая особенность обуславливается характером взаимного влияния парафинов, смол и асфальтенов, находящихся в нефти до момента их выделения в отложения.
Однако, если нефть содержит достаточно большое количество асфальтенов (4-5 % и выше), сказывается их депрессорное действие. Асфальтены могут сами выступать зародышевыми центрами. Парафиновые молекулы участвуют в сокристаллизации с алкильными цепочками асфальтенов, образуя точечную структуру. То есть образование сплошной решётки не происходит. В результате такого процесса парафин перераспределяется между множеством мелких центров и выделение парафинов на поверхности существенно ослабляется. Для выявления факторов, влияющих на работу ШГН, были проведены базовые исследования составов 8 нефтей, 1 АСПО и 11 пластовых вод.
Результаты анализов по содержанию асфальтенов, смол, парафинов и температур плавления парафинов добываемых нефтей и АСПО представлены в Таблице 1.
Таблица 1 Составы нефтей
|
№ скв. |
Содержание в нефти, % |
|||
|
Асфальтены |
Смолы |
Парафины |
Тплавл.парафина C |
|
|
4232* |
1,36 |
10,18 |
14.49 |
49,8 |
|
4627* |
0,42 |
8,83 |
8,71 |
52 |
|
5727* |
1,31 |
7,77 |
19,74 |
59 |
|
9488** |
11,01 |
11,28 |
13,34 |
61,5 |
|
281* |
0,69 |
12,21 |
16,63 |
50.6 |
|
544* |
0,93 |
8,65 |
21,42 |
53 |
|
745* |
0,79 |
12,31 |
19,89 |
45 |
|
2603* |
0,42 |
6,03 |
7,89 |
52,2 |
|
5893* |
0,54 |
9,56 |
9,58 |
51,3 |
|
Примечание: * нефть, ** АСПО |
||||
Все исследуемые нефти относятся к высокопарафинистому типу, содержание парафина от 7,89 до 21,42 % (ГОСТ 912-66). Нефти из скважин № 4232, 4627, 281, 544, 745, 5893 смолистые, содержание смол от 8,65 до 12,31 %. Нефти из скважин № 2603 и 5727 малосмолистые, содержание смол 6,03 и 7,77 %, соответственно.
АСПО скважины № 9488 имеет асфальтеновый тип и содержит механические примеси в количестве 13,65 %. Широкое разнообразие факторов, влияющих на долговечность глубинных штанговых насосов, обуславливает необходимость в разработке оптимального состава ингибиторов снижающих процесс образования асфальтосмолистых парофинестых отложений.
По результатам анализа составов нефтей для исследования влияния химических реагентов на данные нефти были выбраны 6 ингибиторов парафиноотложений: СНПХ-7909, СНПХ-7941, СНПХ-7963, ФЛЭК ИН-106, PT- IM и РТФ-1. В связи с тем, что нефть исследуемых скважин при нормальных условиях (t°=20 °C) представляет собой кашеобразную массу и отмыв пленки по методике Петролайта не возможен, проводился анализ относительного снижения поверхностного натяжения нефти на границе фаз вода-нефть с различными ингибиторами при 50 oC и 60 oC на тензиометре. Чем меньше показатель поверхностного натяжения, тем меньше способность нефтяного флюида образовывать крупные цепочки из молекул парафинов, и тем легче осуществляется их вынос на поверхность с потоком жидкости. Результаты представлены в Таблицах 2 и 3.
Таблица 2 Влияние ингибитора на процесс парафиноотложения при t= 50 oC
|
№ скв. |
Холостая |
Марка ингибитора парафиноотложения |
|||||
|
СНПХ- 7909 |
СНПХ- 7941 |
СНПХ- 7963 |
ФЛЭК ИП-106 |
PT-IM |
РТФ-1 |
||
|
2603 |
8,8 |
1,8 |
2,9 |
3,1 |
2,7 |
4,8 |
2,6 |
|
4627 |
П,2 |
2,9 |
3,8 |
4,3 |
5,4 |
4,6 |
2,1 |
Таблица 3 Влияние ингибитора на процесс парафиноотложения при Z= 60 oC
|
№ СКВ. |
Холостая |
Марка ингибитора парафиноотложения |
|||||
|
СНПХ- 7909 |
CHHX- 7941 |
снпх- 7963 |
ФЛЭК ИП-106 |
PT-IM |
РТФ-1 |
||
|
281 |
6,8 |
1Д |
2,5 |
2,1 |
2,4 |
3,1 |
0,9 |
|
544 |
3,3 |
1 |
1,9 |
2 |
1,9 |
2,3 |
0,9 |
|
745 |
2,5 |
1 |
1,7 |
1,6 |
1,5 |
3,5 |
0,9 |
|
4232 |
7,5 |
1,6 |
2,6 |
2,4 |
2,9 |
7,1 |
2,6 |
|
5893 |
20,5 |
7,1 |
9,8 |
8,8 |
28,1 |
16,5 |
6,9 |
Таким образом, по результатам исследований наилучший результат показали:
- на скважине 2603 ингибитор СНПХ-7909 снизил поверхностное натяжение в 4,8 раза;
- на скважине 4627 ингибитор РТФ-1 снизил поверхностное натяжение в 5,3 раза;
- на скважине 281 ингибитор СНПХ-7909 снизил поверхностное натяжение в 6,1 раза, а РТФ-1 - в 7,5 раз;
- на скважине 544 ингибитор СНПХ-7909 снизил поверхностное натяжение в 3,3 раза, а РТФ-1 - в 3,6 раза;
- на скважине 745 ингибитор СНПХ-7909 снизил поверхностное натяжение в 2,5 раза, а РТФ-1 - в 2,8 раза;
- на скважине 4232 ингибитор СНПХ-7909 снизил поверхностное натяжение в 4,7 раз;
- на скважине 5893 ингибитор СНПХ-7909 снизил поверхностное натяжение в 2,9 раза, а РТФ-1 - в 3 раза.
Лучшие результаты по снижению поверхностного натяжения на границе фаз вода-нефть оказались у двух ингибитора: СНПХ-7909 и РТФ-1.
Кроме того, были проведены исследования влияния ингибиторов парафиноотложений на температуру плавления нефти данных скважин. Добавление ингибиторов СНПХ-7909 и РТФ-1 снизило температуру плавления на 1-1,5°С у всех нефтей.
Таким образом, предложенные мероприятия позволят повысить производительность глубинных штанговых насосов при прежней себестоимости добываемой нефти.
Литература:
- Дифференциальный штанговый насос. Патент на полезную модель RU №39366, кл. F 04 В 47/00, 27.07.2004.
- Заключение АО «МунайМаш» № 159/12 по результатам анализа осадка из скв. 9488, 2017.
- Протоколы исследований АО «МунайМаш» по подбору ингибиторов солеотложения глубинных скважинных штанговых насосов скв. 9488, 2016.