Борьба с солеотложениями и АСПО

 

 

Средние дебиты по жидкости и по нефти превышают проектные. После 2005 года отклонение приобрело тенденцию роста. В 2007 году отклонение дебита по жидкости составило 37,5 т/сут, а по нефти – 5,4 т/сут.

Основными факторами, определившими  превышение проектных уровней, являются:

- увеличение запасов нефти;

- проведение мероприятий  по интенсификации отборов.

 

 

1. Анализ работ по борьбе с АСПО и солеотложениями по ТПП «УРАЙНЕФТЕГАЗ»

 

Борьбу и предупреждение АСПО и солеотложений в ТПП «УНГ» производит цех цех научно-исследовательских и производственных работ (ЦНИПР), а именно лаборатория коррозионных исследований.

 

Главной задачей лаборатории коррозии это защита нефтепромыслового оборудования и трубопроводов от различных  видов осложнений, связанных с  добычей нефти.

Основные направления  деятельности лаборатории:

-  Определение агрессивных  компонентов среды, влияющих на  скорость коррозии.

- Проведение микробиологических  исследований для выявления   наличия СВБ (сульфатвосстанавливающих  бактерий) в попутно-добываемой продукции  скважин, КНС, ДНС, пресных источников  водоснабжения.

- Определение остаточного  содержания ингибиторов солеотложений и коррозии.

- Контроль за изменением  скорости коррозии гравиметрическим  методом и методом линейной  поляризации.

- Определение физико-химических  характеристик и эффективности   поступающих ингибиторов коррозии, соле- и парафиноотложений.

- Подбор и проведение  лабораторных и опытно-промышленных  исследований эффективного ингибитора  коррозии и бактерицида.

- Подбор и проведение  лабораторных и опытно-промышленных  исследований эффективного ингибитора  солеотложения.

- Определение химического  состава отложений с нефтепромыслового  оборудования с последующим анализом  природы их образования.

-  Проведение исследований  изменения химического состава  попутно-добываемой воды и отложений  с целью прогнозирования процесса  солеотложения.

- Формирование фонда осложненного  процессами коррозии, отложениями  солей, парафинов, гидратов.

- Обобщение результатов  и выдача заключений об эффективности  ингибиторов для предотвращения  отложений солей, парафинов, коррозии  нефтепромысловом оборудовании.

-  Внедрение новых методов  защиты нефтепромыслового оборудования  от коррозии, солеотложений и парафиноотложений.

3.1.1 Борьба с парафиноотложениями на ТПП «УНГ»

На 01.01.2009 год фонд скважин ЦДНГ ТПП «Урайнефтегаз» осложненных процессами парафиноотложений составил 82 скважины, гидратоотложениями - 320 скважин. ( на 01.01.2008  152 и 353 скв. соответственно).

 

 

 

 

 

 

Фонд скважин осложнённых  отложением парафинов на месторождениях  ТПП «Урайнефтегаз» на 1.01.2009 года распределился следующим образом:

Таблица 3.1

ЦДНГ-2
ШГН-	140р	263	397	445	1400	5285
ЦДНГ-3
ШГН-	6р	7р	13р	163Р	829р	1039	1057	1418	1424	1425	1596
	1845	1864	1916	1934	1944	1963	1989	1990	10516р	1692
ЭЦН-	1006	1882
ЦДНГ-4
ШГН-	2480	4030	4039	4047	4050	4070	4077	4104	4108	4113	4117
	4128	4120
ЭЦН-	10428Р
ЦДНГ-6
ШГН-	6275	6294	6732	6741	6801	6806	6819	6824	6839	6857	7417
	7530	10163Р	7526
ЦДНГ-7
ШГН-	14р	14б	16р	16б	6929	6950	7956	8376	10216р
ЦДНГ-8
ШГН-	3Р	1236	3185	3226	3554	4570	4572	4576	4580	4583
	4584	4588	10652р	10654р
ЭЦН-	4476	10397Р

 

 

 

 

 

Итого по ТПП «Урайнефтегаз»:

                                                                                                                            Таблица 3.2.

№ п/п	Цех	ШГН	ЭЦН	ФОНТ	ВСЕГО
1	ЦДНГ-2	6			6
2	ЦДНГ-3	21	2		23
3	ЦДНГ-4	13	1		14
4	ЦДНГ-6	14	0		14
5	ЦДНГ-7	9	0		9
6	ЦДНГ-8	14	2		16
	по ТПП	77	5	0	82

 

Скважины, исключенные из парафинистого фонда в 2008 году.(Стабильная работа Отсутствие показаний):

 

ЦДНГ-2: 263Р, 382, 782, 808, 382, 849, 894, 899;

ЦДНГ-3: 40р, 1000, 1038, 1039, 1067, 1090, 1527, 1692,1811, 1838, 1849, 1856, 1892, 1893, 1913, 1917, 1931, 1936, 1943, 1991, 1993;

ЦДНГ-4: 2241, 2318, 2367, 4021, 4105, 4081, 4094;

ЦДНГ-6: 6275, 6294, 6571, 6732, 6741, 6743, 6793, 6794, 6799, 6805, 6843, 7443, 7451, 7506, 7527;

ЦДНГ-7: 9697, 8390;

ЦДНГ-8: 2629, 3196, 3326, 3482, 3722, 3825, 4448, 4507, 4517, 4532, 3382, 3247, 3248, 5523;

 

Перечисленные скважины исключены  из парафинистого фонда по распоряжению руководителя технической группы. Уменьшение фонда объясняется увеличением обводненности продукции, стабильной работой скважин (без осложнений) в 2008 году. По сравнению 2007 годом произошло снижение парфинистого фонда на 20%.

Защита глубинно- насосного оборудования от АСПО и гидратов  в ТПП «Урайнефтегаз» проводится тепловым методом, с использованием для этих целей в качестве теплоносителя горячую нефть, закачиваемую агрегатом АДПМ в затрубное пространство скважин.

 

 

Рис. 3.5. Агрегат для депарафинизации скважин горячей нефтью 1АДП-4-150:

1 – КИП и  электрооборудование; 2 – установка  запасного ската и ЗИП автомобиля; 3 – нагреватель; 4 – манифольд; 5 – насос 2НП-160; 6 – трансмиссия привода насоса; 7 – топливная система; 8 – трансмиссия привода вспомогательного оборудования; 9 – вентилятор.

 

Для удаления АСПО  с ГНО  и выкидных линий скважин ЦДНГ-2, 3, 4, 6,7, 8, а также для восстановления дебита скважин за 2008 год произведено 1181 операций обработок АДПМ. (в 2007 г- 989 операций обработок).  Эффективность обработок составила 2776 м³/сут продукции скважин (в 2007 г.- 2852,4 м³/сут).  По гидратному фонду было выполнено горячих обработок 513 скв/опер, годовая эффективность которых составила 433 м³/сут.

 

      Для предупреждения и удаления гидрато- парафиноотложений на объектах ТПП УНГ применяют ингибиторы парафиноотложения ХПП-004, ХПП-007 (38) производства ЗАО «Когалымский завод химреагентов»

Лаборатория коррозионных исследований ведет контроль качества всех поступающих  ингибиторов парафиноотложения, проверяет их эффективность. За отчетный 2008 год проанализированно:

- 22 партии ХПП-004

-  4 партии ХПП-007(38)

-  13 партий Корексит SXT-1050

-  1 партия ХПП-004(КГ)

-  1 партия ХПП-004(АМ)

Определение эффективности  ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений (ипытания на отмыв пленки нефти и на дисперсию и отмыв АСПО) выполняется по методике ВНИИОЭНГ «Оценка эффективности ингибиторов парафиноотложений комплексного действия». Определение эффективности поступающих реагенов проводилась на продукции скважин разных месторождений.

                                                                                                                             

Таблица  3.3.

Маркареагента	Количпартий	Отмывающие свойства реагент				Диспергирующие свойства реагент
		отл	хор.	удовл	неудовл	отл	хор.	удовл.	не-удовл.
ХПП-004	22	1	6	14	1	10	8	4	-
ХПП-007(38)	4	1	3	-	-	4	-	-	-
ХПП-004(КГ)	1	-	-	-	1	-	-	-	1
ХПП-004(АЛ)	1	-	1	-	-	-	-	-	1
SXT-1050	13	-	2	11	-	-	13	-	-

 

По результатам контроля видно, что наилучшими отмывающими  и диспергирующими свойствами обладает ингибитор ХПП-007(38) (таблица  3.3.).

Реагенты ХПП-004(КГ) и  ХПП-004(АМ) предназначены для удаления гидратов. Методика по определению эффективности  ингибиторов парафиноотложенияне не является оценочной характеристикой. Завод- изготовитель не предоставил методику для определения эффективности данных реагентов в лабораторных условиях.

По причине гидратопарафиноотложения получено 11 отказов.  Из них 3 по причине парафиноотложения.

• Скв 1006 ЦДНГ-3. После 59 суток наработок получен отказ по причине парафиноотложения. После тестирования насос не годен: занижена напорная характеристика, завышена потребляемая мощность.  При разборе РТИ и текстолитовые шайбы перегреты. R_пэд=0. Масло тёмное. ГЗ герметична. R_каб=0х0х0. R_{стр длины}=2000х2000х2000 МОм. Оплавление изоляции удлинителя со смещением жил до брони. Кабельная муфта не герметична, все жилы кабеля  в технологическом окне имеют следы горения изоляции. При эксплуатации снижение Н_д=1346м, Q_ж=20м³/сут. Скважина в парафинистом фонде, остановлена по отсутствию подачи. При промывке АДПМ - R_из=0. при подъёме - отложения парафина в НКТ в интервале 0-90м. Причина отказа - R_из=0. Отложения в лабораторию не поступали. Скважина включена в фонд, осложнённый парафиноотложениями, и в график обработок АДП. Отложения от 25.09.08. АСПО-40% на обратном клапане и АСПО-70% из НКТ в инт. 0-150м. С начала года проведено 18 обработок горячей нефтью, последняя 02.11.08.
• Скв. 6819 (ЦДНГ-6). После 16 суток наработки остановлена из-за парафиноотложений. НКТ (нов) и штанги в норме. Насос визуально в норме. Незначительные отложения парафина на КШ. Центраторы: 0-1400м,   КШ №4092, 5373У. L_сп=1400м. Н_д=628/29, L/n=3.0/4.3, Кпод=0.8-0.0, %=65. В ПК налет парафина с частицами песка. Причина отказа - засорение ПК. В отложениях от 26.12.08. и 03.06.08. АСПО не отсутствовало. За 2008 год проведено 18 обработок скважины АДП, последняя обработка состоялась 13.12.08.
• Скв. 13р (ЦДНГ-3) (ШГН). Скважина остановлена 20.07.08. с наработкой 83 сут. При разборе НКТ (рем) в норме. Отложения АСПО на НКТ и штангах в интервале 200-500м до 3мм. Нагнетательный клапан в парафине - негерметичен. Центраторы: 0-1448м. КШ № 5537У. L_сп=1448м, Н_д=1331/10, L/n=2/2, К_под=0.8-0.0, %=13. В ШГН парафиноотложения. При ТРС жидкость появилась на 40-й НКТ и постепенно уходила. Не хватало 3м до низа перфорации, с помощью ПГЖ достали 200л забойной грязи. Причина отказа - негерметичность клапанов. С начала года было проведено 6 обработок.  (Дата последней обработки АДП - 4.11.08)