CC BY
99
622.692.4
К ПРОБЛЕМЕ ОБРАЗОВАНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ В ОБОРУДОВАНИИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО»
М.М. ВЕЛИЕВ, д.т.н., доцент, главный специалист высшего класса СП «Вьетсовпетро» (Вьетнам, г. Вунгтау, ул. Ле Лой, д. 105). E-mail: veliev.rd@vietsov.com.vn ЛЕ ВЬЕТ ЗУНГ, к.т.н., замдиректора
НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро» (Вьетнам, г. Вунгтау, ул. Ле Лой, д. 105). E-mail: dunglv.gm@vietsov.com.vn
Э.М. МОВСУМЗАДЕ, д.х.н., проф., чл.-корр. РАО, советник ректора
ФГБОУ ВПО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия,
450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1).
E-mail: eldarmm@yahoo.com
Рассмотрены проблемы образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в насосно-компрессорных трубах (НКТ) малодебитных газлифтных скважин и способы их депарафинизации. Исследованы пробы отложений из трубопроводов и внутрипромыслового оборудования. Предложено при пуске новых скважин и запуске существующих скважин после проведения капитального ремонта и обработки призабойных зон осуществлять отработку скважин с помощью сжигания продукции на факеле.
Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения, насосно-компрессорные трубы, депарафинизация скважин, механические примеси.
Проблема отложения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в колоннах насосно-компрессор-ных труб (НКТ) возникает в основном на месторождении «Белый Тигр» в малодебитных малообводненных скважинах, эксплуатирующихся газлифтным способом, температура нефти на устье которых составляет 28-36 °С. Образование АСПО происходит вследствие снижения температуры продукции скважин ниже температуры начала кристаллизации парафинов [1]. Из динамики депарафинизации отдельных скважин следует, что по большинству наиболее часто депарафинизируемых скважин ситуация с годами не улучшается.
В настоящее время на месторождении «Белый Тигр» применяются два способа депарафинизации скважин:
• скважины промываются горячей нефтью из буферной емкости или газожидкостной смесью (ГЖС) из соседних скважин;
• скважины депарафинизируются с помощью паровой передвижной установки (ППУ).
В табл. 1 и на рис. 1, 2 приведены данные по операциям депарафинизации НКТ скважин по СП «Вьетсовпетро» за 2004-2013 годы, из которых следует, что имеется общая тенденция увеличения количества скважино-операций и соответственно суммарного времени простоя скважин и недобора нефти вследствие этого. При этом не учитывается недобор нефти вследствие сужения первоначального сечения НКТ скважин и повышения потерь давления на подъем жидкости. С другой стороны, повышающееся обводнение продукции скважин уменьшает проблему (возможно, уменьшение количества депарафинизаций скважин в 2009-2010 годы связано именно с этим). Увеличение же в 2011-2012 годы количества скважин, подвергавшихся депарафинизации, объясняется введением в разработку
блок-кондуктора БК-14 месторождения «Дракон» и блок-кондуктора ОТС-1 месторождения «Белый Медведь». Кроме того, большинство вновь вводимых в эксплуатацию объектов имеет малые дебиты скважин и изначально начинает эксплуатироваться с помощью газлифта, что дополнительно снижает температуру продукции в скважине и увеличивает образование АСПО. Таким образом, проблема образования АСПО в НКТ малодебитных газлифтных скважин присутствует в большом масштабе, что требует разработки новых, более эффективных методов ее решения.
Таблица 1
Параметры депарафинизации скважин месторождений СП «Вьетсовпетро» в 2004-2013 годах
Год Количество скважин, подвергавшихся Количество операций депарафиниза- Общее время простоя Недобор нефти из-за
ции по всем скважинам
депарафинизации скважин, ч
2004 42 222 885 928
2005 31 171 622 693
2006 41 243 886 940
2007 39 425 1200 1297
2008 45 481 1682 1824
2009 30 439 1556 1175
2010 27 423 1463 1121
2011 37 539 1980 1992
2012 72 802 3150 3486
2013 66 1169 4105 6286
| Рис. 1. Количество операций депарафинизации НКТ скважин за 2004-2013 годы
120
"Г—1 I I I г — Количество скважин
"1 Г
о. 100---Количество депарафинизаций
го
1 80-■е 1
I * 60
пе ква е ск £ 40 в
тчес 20 личКо 0
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Годы
| Рис. 2. Простой скважин и недобор нефти при депарафинизации НКТ скважин в 2004-2013 годы
7000
Р 6000
1 5000 а в
£ 4000 т
сор3000 пр
I 2000 р
1000
1200
1000 й
и ц и
800 а р ци а
е п з
600 о о н и
в т с ф а
400 е ч р а
200 и лио К еп д
0
-с- недобор нефти
-е- время простоя /
/
1 1 1 1
7000
- 6000 н
н о
- 5000 т
т ф
- 4000 е н
р
- 3000 об о
си
- 2000
-1000
02003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Годы
| Образец отложений из скважин № 5Р блок-кондуктора БТС-1
В августе 2013 года при проведении исследовательских работ были отобраны пробы отложений АСПО в фонтанной арматуре скважин № 1Р и 5Р месторождения «Белый Медведь», внешний вид и состав которых приведены на фото и в табл. 2 [3].
Хотя отложения были отобраны из фонтанной арматуры и не могут полностью характеризовать АСПО, образующиеся в НКТ на глубине, тем не менее можно сказать, что в АСПО
Таблица 2
Состав нефти и отложений в фонтанной арматуре скважин блок-кондуктора вТС-1
Параметр Нефть с райзер-блока GTC-1 АСПО из скв. № 1Р АСПО из скв. № 5Р
1. Дата отбора 23.08.2013 22.08.2013 22.08.2013
2. Содержание воды, % масс. 3,9 7,2 3,55
3. Содержание механических примесей, % масс. 1,41 1,62 1,68
4. Содержание органических веществ, % масс. 94,7 91,2 94,8
5. Содержание парафина, % масс. 26,9 30,75 59,9
6. Температура плавления парафина, °С 61,5 79,5 85,1
7. Содержание асфальтенов, % масс. 3,72 6,18 8,1
8. Содержание смол, % масс. 1 0,02 15,56 14,4
большее количество смол, асфальтенов и парафинов по сравнению с нефтью, причем откладываются парафины с большей длиной углеводородной цепи и, соответственно, с более высокой температурой застывания. Особенностью нефти и отложений месторождения «Белый Медведь» является большое количество механических примесей, состоящих в основном из глины и кварца.
Ранее в СП «Вьетсовпетро» был испытан ряд технологий по удалению и предотвращению образования АСПО в НКТ скважин. Это и очистка при помощи биохимической композиции, и промывка НКТ органическими растворителями. В 2008-2009 годах была испытана технология увеличения производительности газлифтных скважин и инги-бирования АСПО при помощи подачи в газлифтный газ смеси депрессатора-ингибитора и поверхностно-активных веществ (ПАВ). Результаты испытаний получились неоднозначными, в том числе из-за того, что не был организован надежный контроль за результатами испытаний: шабло-нирование НКТ не проводилось, а дебит скважин до и во время промысловых испытаний замерялся редко. В 2012 году было проведено промысловое испытание технологии предотвращения и удаления АСПО в газлифтных скважинах методом физико-химического воздействия, заключающимся в поэтапном удалении АСПО термохимическим методом и ингибировании образования АСПО путем прода-вливания химических реагентов через НКТ в призабойную зону пласта с последующим постепенным их выносом [2, 4].
В результате проведенных многочисленных экспериментов были выбраны составы химических реагентов и проведены опытно-промысловые испытания на двух скважинах морской стационарной платформы (МСП). Полученные результаты показали некоторый положительный эффект. По результатам промысловых испытаний на скважинах
МСП-10 межочистной период удаления АСПО горячей водой был увеличен на 2-8 дней. Эффективность обработок имела кратковременный характер, что выразилось в возврате через три месяца к прежнему периоду депарафини-зации скважин и снижению их дебита до прежнего уровня. Повторные закачки комплекса в связи со значительными затратами ресурсов были нецелесообразны.
На центральном технологическом комплексе (ЦТК) три отложения, образующиеся в оборудовании и трубопроводах, имеют различный состав.
Механические примеси, попадающие в нефть при глушении и освоении скважин, ПАВ в качестве составных частей композиций химических реагентов, широко применяющихся при освоении скважин и проведении обработки призабой-ных зон (ОПЗ), остатки горных пород, бурового раствора, бариты и т. п. являются основными причинами образования отложений в сепараторах первой ступени, где осуществляется подготовка нефти месторождения «Белый Тигр». К примеру, в июне 2012 года при обследовании сепараторов первой ступени на ЦТК-3 вся внутренняя полость по нижней образующей и перфорированные перегородки между отсеками оказались забиты отложениями. На рис. 3 приведено схематичное изображение работы сепараторов У-1/В/С ЦТК-3 при образовавшихся отложениях. Откладываясь, отложения полностью исключают из работы нижнюю половину сепаратора, где должно происходить основное разделение воды и нефти. Таким образом, на выходе из сепаратора получаются высокообводненная нефть и попутная вода с большим содержанием нефти.
В лаборатории отобранный образец отложений был подвергнут центрифугированию, после которого определено, что отложения на 75% состоят из механических примесей, 10% нефти и 15% воды. В свою очередь, механические примеси состоят из вынесенных горных пород и остатков бурового раствора: 30% - кварц, 13% - калиевый полевой шпат, 22,4% - плагиоклаз, 4,4% - слюда+глина, 8,3% -кальцит, 4,4% - глина, 17,4% - барит.
Проблемы повышенного содержания механических примесей в товарной нефти существуют при отгрузке нефти в танкеры с установок беспричального налива (УБН) нефти, а также при приеме товарной нефти с месторождения «Белый Тигр» на НПЗ «Зунгкуат».
В связи с большим количеством механических примесей, осаждающихся в промысловом оборудовании и остающихся после подготовки в товарной нефти, необходимо при пуске новых скважин и запуске существующих скважин после капитального ремонта скважин (КРС) и проведения
| Рис. 3. Схематичное изображение работы сепараторов
У-1/В/С ЦТК-3 при отложении механических примесей
Газ
ГЖС (ГНН)
Отложения
Попутная вода Нефть
ОПЗ осуществлять отработку скважин со сжиганием продукции на факеле не менее 8 часов.
Другим типом отложений в оборудовании и трубопроводах ЦТК-3 является АСПО. В сепараторе первой ступени V-1A, осуществляющем подготовку нефти месторождения «Золотой Тунец», обнаружены значительные отложения, состоящие в основном из парафина с высокой температурой застывания и механических примесей. Подобные проблемы существуют при эксплуатации нефтепровода БК CNV - ЦТК-3, который периодически очищается полимерным скребком. Очевидно, выносимые отложения оседают в сепараторе, где рабочая температура достаточно низкая.
Отложения механических примесей и АСПО наблюдаются также в системе подготовки воды на ЦТК-3 - непосредственно в гидроциклонах, в отсеке сбора нефти и трубопроводах линии воды, на обратном клапане. Причем если в самом гидроциклоне откладываются парафины с температурой плавления 57 °С, то в линии воды - наиболее высокомолекулярные парафины с температурой плавления 86 °С. Результаты анализа проб отложений ЦТК-3 приведены в табл. 3.
Эксплуатация трубопровода БК-14 - ЦТК-3 сопровождалась в 2013 году значительными осложнениями. При транспорте смеси нефтей месторождений «Белый Медведь» -ОТС-1 и «Белый Тигр» - БК-14/БТ-7 наблюдалось постепенное увеличение перепада давления и, соответственно, рост давлений на БК-14 и ОТС-1. Промывка морской водой не приводила к полному восстановлению пропускной способности. Таким образом, во внутренней полости трубопровода происходило постепенное накопление отложений. Состав отложений точно неизвестен. С одной стороны, нефти БК-14 и ОТС-1 характеризуются высоким содержанием механических примесей и в сепараторах первой и второй ступеней ЦТК-3 происходит значительное выпадение шлама, состоящего из глины и горных пород, то есть веществ, выносимых из пласта. С другой стороны, на фильтре ЦТК-3 при промывке обнаружены отложения АСПО, состоящие в основном из парафина с малым содержанием механических примесей, а также округлые камни 2-3 см в диаметре, которые не могут ни выноситься из пласта, ни образоваться внутри трубопровода. Предположительно, камни попали вовнутрь трубопровода при строительстве. При движении и трении о внутреннюю полость трубы они получили округлую форму. Энергии потока ГЖС недостаточно для того, чтобы вынести камни наверх по вертикальному стояку, поэтому они скопились перед стояком ЦТК-3, частично перекрыв живое сечение и создавая значительное местное сопротивление. Дополнительно к этому во внутренней полости есть отложения АСПО, точное количество которых неизвестно. В конце 2013 года трубопровод БК-14 - ЦТК-3 в течение двух месяцев был остановлен, заполнен конденсатом и выдержан для растворения АСПО. В середине декабря трубопровод вновь пущен в эксплуатацию, однако точно оценить количество растворенных отложений не представляется возможным.
В июле 2013 года при промывке трубопровода БК-14 -ЦТК-3 произошел большой вынос отложений, уловленных на фильтре ЦТК-3. Наряду с отложениями АСПО обнаружены округлые камни осадочного происхождения. Состав отложений в основном включает из высокомолекулярный парафин, смолы и асфальтены. Петрографический анализ
Таблица 3
Результаты анализа проб отложений ЦТК-3
Отложения ЦТК-3
№ п/п Параметр Сепаратор (месторождение «Золотой Тунец») НС-2С (после гидроциклона, отложения на обратном клапане линии воды) НС-2С (гидроциклон, отсек сбора нефти)
1. Дата отбора 04.10.2012 24.10.2012 24.10.2012
2. Содержание воды, % масс. 5,38 23,05 38,03
3. Содержание механических примесей, % масс. 10,25 66,58 34,58
4. Содержание нефти, % масс. 84,4 10,38 27,40
5. Содержание парафинов, % масс. (относительно массы пробы) Содержание парафинов, % масс. (относительно массы нефти) 78,60 93,15 4,10 39,53 6,16 22,50
6. Температура плавления парафина, °С 84,7 86.5 57,6
7. Содержание асфальтенов, % масс. (относительно массы пробы) Содержание асфальтенов, % масс. (относительно массы нефти) 0,0 0,074 0,71 0,018 2,16
8. Содержание смол, % масс. (относительно массы пробы)
Содержание смол, % масс. (относительно массы нефти)
1,33 0,342 1,80
1,57 3,29 6,58
I Отложения из трубопроводов и внутрипромыслового оборудования ЦТП-2 и ЦТК-3
п
округлых камней показывает, что они состоят в основном из кварца, кремния, слюды и осадочных пород.
В течение 2013 года было исследовано еще несколько проб отложений из трубопроводов и внутрипромыслового оборудования ЦТП-2 и ЦТК-3, внешний вид которых представлен на фото.
Анализ состава отложений, различными способами, показывает:
- отложения по нижней образующей сепараторов первой и второй ступеней ЦТК-3 представляют собой шлам, состоящий из глины, горных пород, кальцитов, карбонатов, АСПО. То есть это вещества, выносимые из скважины при бурении, ОПЗ, а также соли, выпадающие из попутнодобываемой воды;
- отложения из отвода после дегазатора ЦТП-2 представляют собой те же механические примеси, состоящие из глины, горных пород со значительным содержанием карбонатов и окислов железа - продуктов коррозии;
- отложения с входа нефтепровода МСП-9 и из трубопровода на входе ЦТП-2 представлены в основном горными породами, сульфатами, карбонатами, окислами железа, то есть породами, выносимыми из пласта, солями попутной воды и продуктами коррозии.
Выводы
1. Проблема образования АСПО в НКТ малодебитных газлифтных скважин продолжает оставаться актуальной и требует совершенствования технологии их удаления и ингибирования, подбора новых эффективных химических реагентов с учетом синергетического эффекта.
2. В связи с большим количеством механических примесей, осаждаемых в промысловом оборудовании и остающихся после подготовки в товарной нефти, необходимо при пуске новых скважин и запуске существующих скважин после КРС и ОПЗ проводить отработку скважин со сжиганием продукции на факеле.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Велиев М.М., Зунг Л.В. Определение физико-химических характеристик асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 2014. Вып. 2 (96). С. 88-96.
2. Зунг Л.В., Велиев М.М. Технология удаления и предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 2014. Вып. 3 (97). С. 45-54.
3. Совершенствование системы сбора, подготовки, транспорта и хранения нефти и газа на месторождениях СП «Вьетсовпетро» // Отчет НИПИморнефтегаз. Вунгтау, 2014. 178 с.
4. Нгиа Т.Т., Велиев М.М., Зунг Л.В. Методы удаления и предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах скважин СП «Вьетсовпетро»: Мат. XIII науч.-практ. конф. «Энергоэффективность. Проблемы и решения». Уфа, 2013. С. 99-102.
ON THE PROBLEM OF FORMATION OF SEDIMENTS IN THE PREPARATION EQUIPMENT OF OIL
DEPOSITS OF «VIETSOVPETRO»
VELIEV M.M., Dr. Sci. (Tech.), Assoc. Prof., Chief Specialist of the highest class
Joint Venture "Vietsovpetro" (105 Le Loi St.,Vung Tau, Vietnam).
E-mail: veliev.rd@vietsov.com.vn
LE VIET ZUNG, Cand. Sci. (Tech.), Deputy Director
NIPImorneftegaz Joint Venture "Vietsovpetro" (105 Le Loi St.,Vung Tau, Vietnam). E-mail: dunglv.gm@vietsov.com.vn
MOVSUMZADE E.M., Corresponding Member Russian Academy of education, Dr. Sci. (Chem.), Prof., Adviser to the
Rector.
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashkortostan,
Russia).
E-mail: eldarmm@yahoo.com
ABSTRACT
The article considers the problems of formation of asphalt-resin-paraffin sediments (ARPS) in oil well tubing of low-yield
gas-lift wells and ways of their dewaxing. Samples of sediment from pipelines and in-field equipment were investigated.
It is offered to carry out working off of wells at start-up of new wells and at start-up of existing wells after carrying out
capital repairs and processing of bottom-hole zones by means of burning of production on the torch.
Keywords: asphalt-resin-paraffin sediments, oil well tubing, well dewaxing, mechanical impurities.
REFERENCES
1. Veliyev M.M., Zung L.V. Determination of the physicochemical characteristics of asphalt-resin-paraffin sediments in oil well tubing. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov, 2014, no. 2 (96), pp. 88-96 (In Russian).
2. Zung L.V., Veliyev M.M. Technology of removal and prevention of asphalt-resin-paraffin sediments. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov, 2014, no. 3 (97), pp. 45-54 (In Russian).
3. Sovershenstvovaniye sistemy sbora, podgotovki, transporta i khraneniya nefti i gaza na mestorozhdeniyakh SP «<Vyetsovpetro». Otchet NIPImorneftegaz. Vungtau [Improvement of the system for collecting, preparing, transporting and storing oil and gas at the fields of JV «Vietsovpetro». Report of NIPImorneftegaz. Vung Tau]. 2014. 178 p.
4. Ngia T.T., Veliyev M.M., Zung L.V. Metody udaleniya i predotvrashcheniya obrazovaniya asfal'tosmoloparafinovykh otlozheniy vnasosno-kompressornykh trubakh skvazhin SP «Vyetsovpetro» [Methods for removing and preventing the formation of asphalt-resin-paraffin sediments in the tubing of the wells of JV «Vietsovpetro»]. Trudy XIII nauch.-prakt. konf. «Energoeffektivnost'. Problemy i resheniya» [Proc. XIII scientific-practical. Conf. «Energy efficiency. Problems and solutions»]. Ufa, 2013, pp. 99-102.
2018
9
