Технічні засоби боротьби з АСПО.

К.т.н. Шайдаков В.В. (Інжинірингова компанія "Інкомп-нафта"), к.т.н. Каштанова Л.Є. (Інжинірингова компанія "Інкомп-нафта"), Ємельянов А.В. (Уфімський державний нафтовий технічний університет)

У статті проаналізовано умови та причини утворення АСПО при видобутку нафти на Арланском, Південно-Ягунском та ін родовищах. Розглянуто відомі на сьогоднішній день хімічні та фізичні методи запобігання та видалення АСПО. Запропоновано метод боротьби з АСПО, заснований на застосуванні свердловинних магнітних установок УМЖ, наведені основні результати їх використання.

1. Причини і умови асфальтосмолопарафінових відкладень

При видобутку нафти однією з проблем, що викликають ускладнення в роботі свердловин, нафтопромислового обладнання та трубопровідних комунікацій, є АСПО (рис. 1). Накопичення АСПО в проточної частини нафтопромислового обладнання та на внутрішньої поверхні труб призводить до зниження продуктивності системи, зменшення МРП роботи свердловин і ефективності роботи насосних установок.

Склад і структура АСПО. АСПО являють собою складну вуглеводневу суміш, що складається з парафінів (20-70% мас.), АСВ (20-40% мас.), сілікагелевой смоли, масел, води та механічних домішок [1].

Парафіни -- вуглеводні метанового ряду від С16Н34 до С64Н130. В пластових умовах знаходяться в нафті в розчиненому стані. Залежно від змісту парафінів нафти класифікують на (ГОСТ 912-66):

малопарафіновие - Менше 1,5% мас.;

парафінові -- від 1,5 до 6% мас.;

високопарафіновие - Понад 6% мас ..

Рис. 1 - Асфальтосмолопарафіновие відкладення в НКТ

Парафіни стійкі до впливу різних хімічних реагентів (кислот, лугів тощо), легко окисляються на повітрі.

Високомолекулярні парафіни - Церезини (від С37Н74 до С53Н108) відрізняються більш високою температурою кипіння, більшою молекулярною масою і щільністю.

До складу АСВ входять азот, сірка і кисень. АСВ володіють високою молекулярною масою, не летючий, мають істотну неоднорідність структури. Зміст смолистих речовин в нафти зростає у зв'язку з випаровуванням легких компонентів і її окисленням, а також при контакті нафти з водою. Іноді до групи смолистих з'єднань відносять асфальтени.

асфальті -- порошкоподібні речовини бурого або коричневого кольору, щільністю понад одиниці, масове зміст яких у нафті досягає 5,0%. У асфальтенів міститься (мас.) 80,0-86,0% вуглецю, 7,0-9,0% водню, до 9,0% сірки, 1,0-9,0% кисню і до 1,5% азоту. Вони є найбільш тугоплавкої і малорозчинний частиною відкладень важких компонентів нафти.

Нафтові дисперсні системи відносять до класу колоїдів, в яких АСВ дисперговані у мальтеновой середовищі. Очевидно, що фізико-хімічні та технологічні властивості нефтей багато в чому обумовлені міжмолекулярним взаємодією в системах "асфальтени-смоли" і "Мальта-смоли-асфальтени".

Як правило, будова смол і асфальтенів розглядають у вигляді "сендвічевим" структур, які являють собою паралельні нафтеноароматіческіе шари, пов'язані між собою за рахунок формування комплексів з переносом зарядів. У даному випадку має місце певне завищення ступеня впорядкованості асфальтенів, так як вони розглядаються як ідеальні кристали, хоча квазікрісталліческая частина становить меншу частку асфальтенового речовини (не перевищує 3-4% мас .).

Прийнято вважати, що смоли і асфальтени є парамагнітним рідинами, а нафти, нафтопродукти? термодинамічно стабільними парамагнітним розчинами. Асфальтени є комбінацією багатьох асоціатів, що залежить від ступеня гомолітіческой дисоціації діамагнітних частинок. Зміна концентрації парамагнітних смол і асфальтенів в нафти пов'язане зі зміною будови комбінацій асоціатів.

Смоли і асфальтени володіють наступними особливостями [2]:

1. Хімічні та фізико-хімічні процеси за участю АСВ носять колективний характер. Асфальті не є індивідуальними компонентами, а утворюють асоціативні комбінації, в центрі яких локалізовані стабільні вільні радикали.

2. Виникнення сольватной оболонки з діамагнетиків є неодмінною умовою існування парамагнітних частинок у розчинах. Освіта сольватних оболонок послаблює сили тяжіння парамагнітних молекул і перешкоджає їх рекомбінації в результаті теплового руху.

3. Смоли складаються з діамагнітних молекул, частина з яких здатна переходити в порушену тріплетное стан або піддаватися гомолізу. Тому смоли є потенційним джерелом асфальтенів.

4. Властивості АСВ визначаються не елементним складом, а, насамперед ступенем міжмолекулярної взаємодії компонентів.

У межах одного нафтовидобувного регіону і навіть окремого родовища компонентний склад АСПО змінюється в широких межах. Знання складу АСПО має практичне значення для визначення оптимальних методів боротьби з ними, в Зокрема, для вибору хімічних реагентів. Цей вибір часто здійснюють виходячи з типу АСПО (табл. 1) [3]. Для дослідження складу і структури АСПО використовують екстракційний, хроматографічний, термічний, спектральний, електрохімічний і інші методи.

Таблиця 1

Класифікація АСПО        

Група АСПО         

Підгрупа АСПО         

Відношення змісту парафінів (П) до    сумі смол (С) і асфальтенів (А),   

П/(С + А)         

Зміст   

механічних   

домішок,%             

Асфальтеновий (А)         

А1   

А2   

А3         

0,9   

0,9   

0,9         

0,2   

0,2-0,5   

0,5             

Змішаний (С)         

С1   

С2   

С3         

0,9-1,1   

0,9-1,1   

0,9-1,1         

0,2   

0,2-0,5   

0,5             

парафінові (П)         

П1   

П2   

П3         

1,1   

1,1   

1,1         

0,2   

0,2-0,5   

0,5     

На прикладі ряду родовищ розглянемо склад видобуває нафту і АСПО (табл. 2).

Згідно з ГОСТ 912-66 нафти цих родовищ відносяться до парафіновим. Аналіз складу АСПО дозволяє віднести їх до групи асфальтенових.

Аналіз АСПО Южно-Ягунского родовища, Вятської, Арланской і Ніколо-Березовської площ Арланского родовища показав, що вміст у них асфальтенів і смол значно вище, ніж у нафти, що видобувається. При цьому кількість парафінів в АСПО Южно-Ягунского родовища порівнянно з їх вмістом у нафті і не перевищує 3,5%, а Вятської, Арланской і Ніколо-Березовської площ Арланского родовища - в 2-3 рази більше, ніж у нафти, що видобувається.

Таблиця 2

Склад нафти і АСПО деяких нафтових родовищ        

Родовище,   

площа            

Смоли,   

% мас.         

асфальті,   

% мас.         

Парафіни,   

% мас.         

В'язкість   

нафти при 20 0С, мПа с

            

нафту         

АСПО         

нафту         

АСПО         

нафту         

АСПО             

1         

2         

3         

4         

5         

6         

7         

8             

Вятская площа, Арланское   

месторжденіе         

18,8         

35,0-48,0         

5,9         

15,0         

2,2-4,0         

8,0-12,0         

34,3-42,1             

Арланская площа, Арланское    родовище         

16,2         

20,0-40,0         

3,8         

10,0-12,0         

2,9         

6,0-10,0         

42,7             

Ніколо-Березовська площа, Арланское    местрожденіе         

13,6         

12,0-37,0         

7,5         

8,0-12,0         

2,3         

3,0-15,0         

74,0             

Вовківське   

родовище         

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 родовище         

26,6         

18,7-49,4         

6,5         

10,3-21,4         

3,5         

не більше 3,5         

31,0             

Дружне   

родовище         

21,1         

___         

8,0         

___         

2,2         

___         

5,3             

Повховское родовище         

9,8         

___         

1,0         

___         

2,9         

___         

0,9     

Встановлено, що втрата Агрегативна стійкості важких компонентів нафт Южно-Ягунского, Дружно й Повховского родовищ при розгазування визначається складом і властивостями вихідної нафти. Важка високов'язка нафту (31 мПа с в пластових умовах) Південно-Ягунского родовища з високим вмістом асфальтенів і смол (6,5 і 26,6% відповідно) при розгазування втрачає асфальтеновие і смолисті речовини. Нафта дружного родовища містить близьке кількість асфальтенів і смол (8,0 і 21,1% відповідно), але має значно меншою в'язкістю (5,3 мПа с в пластових умовах), практично зберігаючи важкі компоненти в розчині після розгазування. Легка малов'язкі нафту (0,89 мПа с в пластових умовах) Повховского родовища з вмістом асфальтенів 1,0% і парафінів 2,9% в ході розгазування втрачає невелике кількість високомолекулярних парафінів при деякому збільшенні вмісту асфальтенів внаслідок втрати легких вуглеводнів і осадження парафінів.

Причини і умови освіти АСПО. Відомі дві стадії утворення і зростання АСПО. Першою стадією є зародження центрів кристалізації і зростання кристалів парафіну безпосередньо на контактує з нафтою поверхні. На другій стадії відбувається осадження на вкриту парафіном поверхню більших кристалів.

На освіта АСПО впливають [4-6]:

зниження тиску на вибої свердловини і пов'язане з цим порушення гідродинамічного рівноваги газорідинної системи;

інтенсивне газовиділення;

зменшення температури в шарі і стовбурі свердловини;

зміна швидкості руху газорідинної суміші та окремих її компонентів;

склад вуглеводнів у кожній фазі суміші;

співвідношення обсягу фаз;

стан поверхні труб.

Інтенсивність освіти АСПО залежить від переважання одного або декількох факторів, які можуть змінюватися за часом і глибині, тому кількість і характер відкладень не є постійними.

Вплив тиску на вибої і в стовбурі свердловини. У випадку, коли забійні тиск менше тиску насичення нафти газом, рівноважний стан системи порушується, внаслідок чого збільшується обсяг газової фази, а рідка фаза стає нестабільною. Це призводить до виділення з неї парафінів. Рівноважний стан порушується в шарі, і випадання парафіну можливо як у пласті, так і в свердловині, починаючи від забою.

При насосному способі експлуатації тиск на прийомі насоса може бути менше, ніж тиск насичення нафти газом. Це може призвести до випадання парафіну в приймальні частини насоса і на стінках експлуатаційної колони. У колоні НКТ, вище насосу, можна виділити дві зони. Перша - безпосередньо над насосом: тут тиск різко зростає і стає більше тиску насичення. Імовірність відкладення в цій зоні мінімальна. Друга - зона зниження тиску до тиску насичення і нижче, де починається інтенсивне виділення парафіну.

У фонтанних свердловинах при підтримці тиску у башмака рівним тиску насичення, випадання парафіну слід очікувати в колоні НКТ [7].

Як показує практика [1], основними об'єктами, в яких спостерігається утворення відкладень парафіну, є свердловинні насоси, НКТ, викидних лінії від свердловин, резервуари промислових збірних пунктів. Найбільш інтенсивно парафін відкладається на внутрішній поверхні підйомних труб свердловин.

Промислові дослідження в умовах ВАТ "Оренбургнефть" показали [1], що характер розподілу парафінових відкладень в труби різного діаметру приблизно однаковий. Товщина відкладів поступово збільшується від місця початку їх утворення на глибині 500-900 м і досягає максимуму на глибині 50-200 м від гирла свердловини, потім зменшується до товщини 1-2 мм в ділянці устя (рис. 2).

Аналіз складу АСПО, відібраних на різних глибинах свердловин, показав, що на глибині більше 1000 м міститься більше АСВ, ніж парафінів [8]. Механічні домішки на таких глибинах практично не беруть участь у формуванні відкладень (їх зміст не перевищує 4-5% мас .).

Зі зменшенням глибини спостерігаються зниження вмісту асфальто-смолистих речовин в АСПО, а також збільшення кількості механічних домішок і твердих парафінів (рис. 3). Чим ближче до гирла свердловини, тим у складі АСПО більше церезин, і, відповідно, тим вище структурна міцність відкладень.

Рис. 2 -- Відкладення АСПО по глибині свердловини [1]

Рис. 3 -- Відкладення АСВ і парафінів по глибині свердловини [1]

Не існує єдиного думки про освіту АСПО при високій обводнення продукції свердловин. Цікаві дані отримані при аналізі 344 свердловин на пізній стадії розробки родовищ ВАТ "Татнафта" [9]. У цих умовах найбільш часто АСПО утворюються в свердловинах, дебіти яких менше 20 т на добу., причому переважають дебіти до 5 т на добу по рідини. Критичним дебітом, коли АСПО в свердловині незначно, є дебіт понад 35 т на добу. АСПО утворюються в багатьох свердловинах з низькою обводненість нафти, частка яких від загальної кількості свердловин складає 32%. Друге місце за частотою освіти АСПО займають свердловини, що мають обводненість від 50 до 90%. Характерною особливістю формування АСПО в таких свердловинах є їх утворення не тільки в НКТ, але і в насосному обладнанні (більше 50% ремонтів). АСПО в колоні НКТ утворюються в основному в свердловинах з низькою та високою (від 60 до 80%) обводненість. Більшість таких свердловин (95%) обладнано штанговими насосами, з них 54% плунжера мають діаметр 44 мм, а 31% - 32 мм. Близько 47% свердловин з АСПО в насосах мають обводненість продукції вище 60%, у той час як лише 28% таких свердловин - низьку обводненість.

Вплив температури в шарі і в стовбурі свердловини. Нафта є складною за хімічним складу сумішшю компонентів, які, в залежності від будови і зовнішніх умов, що можуть перебувати в різних агрегатних станах. Зниження температури викликає зміна агрегатного стану компонентів, що приводить до утворення центрів кристалізації і росту кристалів парафіну. Характер розподілу температури по стовбуру свердловини істотно впливає на парафінообразованіе і залежить від:

- інтенсивності передачі тепла від рухається по стовбуру свердловини рідини навколишніх порід. Теплопередача залежить від градієнта температур рідини і навколишніх свердловину порід і теплопровідності кільцевого простору між підйомними трубами і експлуатаційної колоною;

- розширення газорідинної суміші та її охолодження, спричиненого роботою газу з підйому рідини.

Вплив газовиділення. Лабораторні дослідження показали [1], що на інтенсивність освіти парафіноотложеній впливає процес виділення та поведінки газових бульбашок в потоці суміші. Відомо, що газові бульбашки володіють здатністю флотіровать зважені частинки парафіну. При контакті з бульбашки поверхнею труби частинки парафіну зторкаються зі стінкою і відкладаються на ній. Надалі процес відкладення парафіну наростає внаслідок його гідрофобності. На стінці труби утворюється шар з кристалів парафіну і бульбашок газу. Чим менше газонасищен цей шар, тим більшу щільність він має. Тому більш щільні відкладення утворюються в нижній частині підйомних труб, де бульбашки газу малі і володіють більшою силою прилипання до кристалам парафіну і стінок труби.

Вплив швидкості руху газорідинної суміші. Інтенсивність освіти АСПО під чому залежить від швидкості течії рідини. При ламінарному характер течії, тобто низьких швидкостях потоку, формування АСПО відбувається досить повільно. Із зростанням швидкості (при турбулізації потоку) інтенсивність відкладень спочатку зростає. Подальше зростання швидкості руху газорідинної суміші веде до зменшення інтенсивності відкладення АСПО: велика швидкість руху суміші дозволяє утримувати кристали парафіну в підвішеному стані і виносити їх з свердловини. Крім того, що рухається потік зриває частина відкладень зі стінок труб, чим пояснюється різке зменшення відкладень в інтервалі 0-50 м від гирла свердловини. При великих швидкостях руху потік суміші охолоджується повільніше, ніж при малих, що також сповільнює процес утворення АСПО [5].

Вплив шорсткості стінок труб. Стан поверхні труб впливає на освіту відкладень. Мікронерівності є осередками віхреобразованія, розриву шару, уповільнювачами швидкості руху рідини у стінки труби. Це спричиняє утворення центрів кристалізації відкладень, прилипання кристалів парафіну до поверхні труб, блокування їх руху між виступами і западинами поверхні. У випадку, коли значення шорсткості поверхні труб порівнянно з розміром кристалів парафіну, або менше його, процес утворення відкладень утруднений.

Вплив електризації. Процес утворення АСПО носить адсорбційний характер. Адсорбційні процеси супроводжуються виникненням подвійного електричного шару на поверхні контакту парафіну з газонафтових потоком. При механічному порушення рівноважного стану даного шару на поверхні труби або шару парафіну з'являються некомпенсовані заряди статичної електрики, то Тобто відбувається електризація як поверхні труби, так і поверхні кристалів парафіну, що підсилює адгезію парафіну до металу [10].

2. Методи боротьби з АСПО

Боротьба з АСПО передбачає проведення робіт з попередження утворення відкладень і їх видалення (рис. 4).

Існує кілька найбільш відомих і активно застосовуються в нафтовидобувній промисловості методів боротьби з АСПО. Але різноманіття умов розробки родовищ і відмінність характеристик продукції, що видобувається часто вимагає індивідуального підходу і навіть розробки нових технологій.

Хімічні методи базуються на дозуванні в видобуту продукцію хімічних сполук, зменшують, а іноді й повністю запобігають утворенню відкладень. У основі дії інгібіторів парафіноотложеній лежать адсорбційні процеси, відбуваються на межі розділу між рідкою фазою і поверхнею металу труби [3].

Хімічні реагенти підрозділяються на змочують, модифікатори, депрессатори і диспергатори [4]:

змочуються реагенти утворюють на поверхні металу гідрофільну плівку, що перешкоджає адгезії кристалів парафіну до труб, що створює умови для винесення їх потоком рідини. До них відносяться поліакриламід (ПАА), IP-1; 2; 3, кислі органічні фосфати, силікати лужних металів, водні розчини синтетичних полімерних ПАР.

Модифікатори взаємодіють з молекулами парафіну, перешкоджаючи процесу укрупнення кристалів. Це сприяє підтримці кристалів в підвішеному стані в процесі їх руху. Такими властивостями володіють атактіческій пропилен з молекулярною масою 2000-3000, - низькомолекулярний поліізобутилен з молекулярною масою 8000-12000, аліфатичні сополімери, сополімери етилену та складного ефіру з подвійним зв'язком, потрійний сополімер етилену з вінілацетату та вінілпіролідоном, полімер з молекулярною масою 2500-3000.

Механізм дії депрессаторов полягає в адсорбції молекул на кристалах парафіну, що ускладнює їх здатність до агрегації і накопичення. До відомих депрессаторам відносяться "Парафлоу АзНІІ", алкілфенол ІПХ-9, "Дорада-1А", ВЕО-504 ТюмІІ, "азолів-7" [1].

Диспергатори -- хімічні реагенти, що забезпечують освіта тонкодисперсної системи, яка несеться потоком нафти, що перешкоджає відкладення кристалів парафіну на стінках труб. До них відносяться солі металів, солі вищих синтетичних жирних кислот, силікатно-сульфанольние розчини, сульфатованих лужний лігнін [3]. Використання хімреагентів для запобігання утворення АСПО під багатьох випадках поєднується з:

· процесом руйнування стійких нафтових емульсій;

· захистом нафтопромислового обладнання від корозії;

· захистом від солеотложеній;

· процесом формування оптимальних структур газорідинного потоку.

Розроблено досить широкий асортимент хімічних реагентів для боротьби з АСПО. В даний час застосовуються наступні марки реагентів:

· бутілбензольная фракція (бутіленбензол, ізопропілбензолу, поліалкілбензоли). Запропоновано до використання СевКавНІПІнефть;

· толуольная фракція (толуол, ізопентан, н-пентан, ізопрен);

· СНПХ-7р-1 - суміш парафінових вуглеводнів нормального і ізостроенія, а також ароматичних вуглеводнів (ВАТ "НІІнефтехім", м. Казань);

· СНПХ-7р-2 - вуглеводнева композиція, складається їх легкої піролізний смоли і гексанової фракції (ВАТ "НІІнефтехім", м. Казань);

· ХПП-003, 004, 007 (ЗАТ "Когалимскій завод хімреагентів ", м. Когалим);

· МЛ-72 - суміш синтетичних ПАР;

· реагенти типу СНПХ-7200, СНПХ-7400 - складні суміші оксіалкілірованних ПАР і ароматичних вуглеводнів (ВАТ "НІІнефтехім", м. Казань);

· реагент ІКБ-4, що здійснює комплексне вплив на АСПО та корозію металу труб (ІНХП, м. Уфа);

· ІНПАР (Дослідний завод "Нафтохім", м. Уфа);

· СЕВА-28 - сополімер етилену з вінілацетату (ВНІІНП і ВНІІТнефть, м. Москва) [5].

Рис. 4 -- Класифікація методів боротьби з АСПО

Крім перерахованих реагентів в нафтогазовидобування використовують також Урал-04/88, ДМ-51; 513; 655; 650, ДВ-02; 03, СД-1, 2, О-1, В-1, ХТ-48, МЛ-80, прогалах ГМ20/40 і НМ20/40.

Поряд з високою вартістю істотним недоліком хімічного методу є складність підбору ефективного реагенту, пов'язана з постійною зміною умов експлуатації в процесі розробки родовища.

Методи, що відносяться до фізичних, засновані на дії механічних і ультразвукових коливань (вібраційні методи), а також електричних, магнітних і електромагнітних полів на видобуту і транспортується продукцію.

Вібраційні методи дозволяють створювати ультразвукові коливання в області парафінообразованія, які, впливаючи на кристали парафіну, викликають їх мікропереміщеннях, що перешкоджає осадження парафіну на стінках труб [1].

Вплив магнітних полів слід віднести до найбільш перспективним фізичними методами. Використання в нафтовидобутку магнітних пристроїв для запобігання АСПО почалося в п'ятдесяті роки минулого століття, але через малу ефективності широкого розповсюдження не отримало. Відсутні були магніти, досить довго і стабільно працюють в умовах свердловини. Останнім часом інтерес до використання магнітного поля для впливу на АСПО значно зріс, що пов'язане з появою на ринку широкого асортименту високоенергетичних магнітів на основі рідкісноземельних матеріалів. В даний час близько 30 різних організацій пропонує магнітні депарафінізатори [11-19].

Встановлено [13], що під впливом магнітного поля в рухомій рідини відбувається руйнування агрегатів, що складаються з субмікронних феромагнітних мікрочастинок сполук заліза, що знаходяться при концентрації 10-100 г/т в нафті і попутної воді. У кожному агрегаті міститься від декількох сотень до кількох тисяч мікрочастинок, тому руйнування агрегатів призводить до різкого (у 100-1000 разів) збільшення концентрації центрів кристалізації парафінів і солей і формуванню на поверхні феромагнітних частинок бульбашок газу мікронних розмірів. У Внаслідок руйнування агрегатів кристали парафіну випадають у вигляді тонкодисперсної, об'ємною, стійкої суспензії, а швидкість росту відкладень зменшується пропорційно зменшенню середніх розмірів випали спільно зі смолами і асфальтенів в тверду фазу кристалів парафіну. Освіта мікропухирців газу в центрах кристалізації після магнітної обробки забезпечує, на думку деяких дослідників, газліфтних ефект, що веде до певного зростання дебіту свердловин.

У нафтовидобутку використовують теплові, хімічні та механічні методи видалення АСПО. Теплові методи засновані на здатності парафіну плавитися при температурах вище 50 0С і стікати з нагрітої поверхні. Для створення необхідної температури потрібен спеціальний джерело тепла, що може бути поміщений безпосередньо в зону відкладень, або необхідно виробляти теплосодержащій агент на гирлі свердловини. На сьогодні використовують технології із застосуванням:

· гарячої нафти або води в якості теплоносія;

· гострого пара;

· електропечей наземного і свердловинного виконання;

· електродепарафінізаторов (індукційних підігрівачів), які здійснюють підігрів нафти в свердловині;

· реагентів, при взаємодії яких протікають екзотермічні реакції.

Технологія застосування теплоносія передбачає нагрівання рідини в спеціальних нагрівачах (котельних установках пересувного типу) і подачу її в свердловину способом прямої або зворотної промивки. Зворотній промивка більш краща, тому що при цьому виключено освіта парафінових пробок, часто виникають при прямій промивці [1].

Недоліками даних методів є їх висока енергоємність, електро-і пожежонебезпечність, ненадійність і низька ефективність застосовуваних технологій.

Застосування розчинників для видалення вже, що утворилися відкладень є одним з найбільш відомих і поширених інтенсифікують методів у технологічних процесах видобутку, транспорту, зберігання та переробки нафти. Однак і тут проблема підбору розчинника в конкретних умовах вельми далека від свого вирішення. Як правило, підбір розчинників АСПО здійснюється емпірично. Це пов'язано з браком інформації про їх структуру та властивості і малої вивченістю механізму взаємодії нафтових дисперсних систем з розчинниками.

Механічні методи передбачають видалення вже, що утворилися відкладень АСПО на НКТ. Для цієї мети розроблена ціла гама шкребків різної конструкції.

За конструкцією і принципом дії скребки підрозділяють на:

· пластинчасті з штанговращателем, що мають два ріжучі пластини, здатні очищати АСПО тільки при обертанні. Для цього використовують штанговращателі, підвішені до голівки балансира верстата-качалки. Обертання колони штанг і, отже, шкребків відбувається тільки при рух вниз. Таким шляхом скребок зрізає АСПО з поверхні НКТ;

· спіральні, зворотно-поступального дії;

· "літаючі", оснащені ножами-крилами, що розкриваються при русі вгору, що забезпечує їм підйомну силу. Застосовують, як правило, у викривлених свердловинах.

Використання такого методу боротьби з АСПО значно ускладнюється тим, що для його застосування часто необхідна зупинка роботи свердловини і попередня підготовка поверхні труб (для деяких видів шкребків). Крім того, можливо застрягання шкребків, обрив їх кріплення і деякі інші ускладнення.

В останні роки замість металевих пластинчастих шкребків на штангах зміцнюють пластикові шкребки (рис. 5). Вони одночасно грають роль центраторів. Є інформація, що при використанні шкребків-центраторів протирається НКТ.        

        

            

а)    нерухомі скребки "Канаросс"         

б)    скребки-центратори Альметьєвська заводу "Радіоприлад"     

Рис. 5 -- Шкребки-центратори

Як метод запобігання АСПО слід окремо виділити застосування гладких захисних покриттів з лаків, скла і емалі. При перевезеннях, спускопод'емних операціях і в свердловинах НКТ піддаються значним ударним, розтягуються, стискає, згинаються і іншим навантаженням. Скляне покриття через його крихкості, значної товщини і відсутності зчеплення з металом труби не надійно і руйнується в процесі спускопод'емних операцій. Останнє призводить до утворення скляних пробок у колоні НКТ і заклинювання насосів. Крім того, технологія нанесення скляних і емалевих покриттів передбачає нагрів труб до 700-800 0С, що викликає незворотні процеси в структурі металу і розплавлення вершин різьблень.

На промислах ВАТ "Оренбургнефть" були випробувані НКТ з покриттями з бакелітовій лаку, бакеліто-епоксидної композиції, епоксидного лаку і Склоемалі [1]. Недостатні термо-і морозостійкість епоксидних смол є стримуючим чинником їх широкого застосування. З цих позицій кращими можуть вважатися НКТ, футерованні стеклоемалью. Міцність і адгезія емалі високі. Сколи в процесі спускопод'емних операцій і транспортування не спостерігаються.

Велике опір стирання, низькі тепло-і електропровідність відкривають великі перспективи впровадження труб з стеклоемалевим покриттям в нафтовидобувній промисловості.

3. Хімічні апарати магнітної обробки рідини

інжинірингової компанією "Інкомп-нафта" освоєно виробництво глибинних свердловинних установок магнітної обробки рідини типу УМЖ. Установка УМЖ-73-005 являє собою корпус 1 (рис. 6) з феромагнітною труби з приєднувальними різьба 2. На одному кінці труби закріплена муфта 3 з приєднувальних різьбленням 4. На внутрішній поверхні корпусу закріплені точкові постійні магніти 5, залиті полімерною композицією 6. Використано магніти у вигляді циліндрів діаметром 5-8 мм і висотою 3-4 мм.                              

а)         

б)     

Рис. 6 - Загальний вид установок магнітної обробки рідини УМЖ-122 (а) і УМЖ-73 (б)

Були проаналізовані різні схеми розміщення постійних магнітів (рис. 7-9).

На підставі промислових випробувань в НГВУ "Арланнефть" установок УМЖ виготовлених за різними схемами кращий результат досягнутий за схемою рис. 8.

Точкові постійні магніти виступають над внутрішньою поверхнею корпусу з різною висотою, що сприяє додаткової турбулізації перекачується рідини, підвищує ефективність магнітної обробки.

Для точного і надійного розміщення магнітів у корпусі була розроблена нова технологія їх виготовлення. Технологія передбачає:

Підготовку внутрішньої поверхні корпусу (піскоструминна обробка і знежирення);

Нанесення першого шару антикорозійного композиції;

орієнтаційні нанесення магнітів на не застиглу поверхню;

Нанесення після просушування послідовно ще двох шарів антикорозійного композиції на внутрішню поверхню з магнітами.

Рис. 7 - Схема розташування магнітів в установці УМЖ-73

Рис 8 - Схема розташування магнітів в установці УМЖ-73

Рис. 9 - Схема розташування магнітів в установці УМЖ-73

Магніти перед їх установкою в корпус знежирюється, і на них наноситься шар антикорозійного композиції. Орієнтаційні нанесення магнітів передбачає точну їх розміщення в заданий розрахункове місце на поверхні корпусу. Для цього корпус закріплюють у шпиндель токарного верстата оснащеного ділильної головкою. На спеціальну державка завдають постійні магніти, які необхідно розташувати на одній що утворює внутрішньої циліндричної поверхні до?? рпуса. Після нанесення антикорозійного композиції на поверхню корпусу, державка вводять у внутрішню порожнину корпуса. Переміщуючи державка паралельно осі корпусу, підводять її до необхідного ділянці, і магніти розташовуються на поверхні корпусу. Далі відводять державка від поверхні і виводять її з порожнини корпусу. Корпус повертають за допомогою ділильної головки на необхідний кут, і знову на даній що утворює встановлюють магніти. І так до повної установки магнітів. Після установки магнітів, наноситься ще два шари антикорозійного композиції.

Встановлення з допомогою різьблень монтується в колону НКТ на прийом насоса ШГНУ або в потрібний ділянка колони НКТ. При проходженні видобувається рідини по корпусу вона обробляється магнітним полем.

Була також спроектована і виготовлена установка магнітної обробки рідини УМЖ-122 (рис. 6-а), призначена для роботи в свердловинах оснащених ЕЦН з внутрішнім діаметром експлуатаційної колони від 125 до 140 мм. Установка монтується на штатне місце протівополетного якоря (даний пристрій часто не використовується) і кріпиться до компенсатора ГД-51 за допомогою різьби.

На відміну від більшості існуючих, дана установка не має зовнішнього захисного корпусу, а магнітне поле створюють 312 точкових постійних магнітів, закріплених на шести радіальних ребрах. Завдяки цьому, установка не створює значних гідравлічних опорів (вони багато менше створюваних компенсатором ГД-51), при цьому напруженість створюваного магнітного поля 25-30 кА/м.

Основні результати використання УМЖ. Інжинірингова компанія "Інкомп-нафта" виготовила понад 250 свердловинних установок УМЖ, які впроваджені в АНК "Башнефть", ВАТ "Белкамнефть", НК "Лукойл", НК "ЮКОС", ВАТ "Газпром" і ряді інших організацій.

Застосування установок УМЖ-73 дозволило збільшити середній міжремонтний період свердловин НГВУ "Арланнефть" ускладнених емульсією і АСПО в середньому в 1,8 рази. Хімічна обробка свердловин була припинена.

На Сергіївське родовищі НГВУ "Уфанефть" використання установок УМЖ-73-005 дало можливість збільшити межочістной період свердловин в 2,7 рази, а кількість термічних та хімічних обробок зменшити в 2 і 5 разів відповідно.

Впровадження установок УМЖ-73 в свердловинах Мортимья-Тетерівського і Толумского родовища ТПП "Урайнафтогаз", ускладнених АСПО, дозволило збільшити їх середній міжремонтний період в 2 рази при припинення хімічних обробок свердловин.

Список літератури

1. Персіянцев М.Н. Видобуток нафти в ускладнених умовах. - М.: ООО "Надра-Бізнесцентр", 2000. - 653 с.: Ил.

2. Доломатов М.Ю., Телін А.Г. та ін Фізико-хімічні основи спрямованого підбору розчинників асфальтосмолисті речовин// Звіт центрального науково-дослідного інституту ЦНІІТЕнефтехім, 1990 р. - 35 с.

3. Ібрагімов Г.З., Сорокін В.А., Хісамутдінов Н.І. Хімічні реагенти для видобутку нафти: Довідник робітника. - М.: Недра, 1986 .- 240 с.

4. Голонскій П.П. Боротьба з парафіном при видобутку нафти. - М.: Гостоптехіздат, 1960. - 88 с.

5. Люшин С.В., Рєпін М.М. Про вплив швидкості потоку на інтенсивність відкладення парафінів в трубах// Сб. боротьба з відкладеннями парафіну. - М.: Недра, 1965. - 340 с.

6. Тронів В.П. Механізм утворення смоли-парафінових відкладень і боротьба з ними. - М.: Недра, 1970. - 192 с.

7. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основи нафтогазового справи. Підручник для ВНЗ: - Уфа.: ТОВ "ДізайнПоліграфСервіс", 2001 - 544 с.: І