CC BY
6Пожарная и промышленная безопасность в нефтегазовой отрасли
УДК 622.279.51/.7(571.1)
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ТЮМЕНСКОГО ЗАПОЛЯРЬЯ
INSURING THE OIL WELLS INDUSTRIAL SAFETY IN THE TYUMEN AREA BEYOND THE POLAR CIRCLE
Р. С. Абдуллин, О. Г. Денисов, Е. Н. Козлов, В. Р. Калинин
R. S. Abdullm, O. G. Demsov, E. N. Kozlov, V. R. Kalinin
Институт проблем транспорта энергоресурсов, г. Уфа, ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: промышленная безопасность; многолетнемерзлые породы; газогидраты; асфальтеносмолистопарафинистые отложения Key words: industrial safety; permafrost rocks; gas hydrates; asphaltene-resinous-paraffin sediments
На нефтяных месторождениях Тюменского Заполярья в процессе эксплуатации отмечаются осложнения, связанные с низким пластовым давлением, большим обводнением залежи, разрушением призабойной зоны, гидратообразованием и образованием
102
Нефть и газ № 1, 2015
асфальтеносмолистопарафинистых отложений (АСПО), что значительно снижает надежность скважин и их промышленную безопасность [1].
Образующиеся газогидратные пробки и АСПО перекрывают проходное отверстие насосно-компрессорных труб (НКТ), снижая, а то и полностью прекращая добычу нефти из скважины. Газогидратные пробки и АСПО, перекрывающие ствол скважины, создают под ними избыточное давление, которое может привести в условиях наличия многолетнемерзлых пород (ММП) к газопроявлениям и даже к открытому фонтану с последующим возгоранием.
В современном представлении газогидратные пробки представляют собой геометрически упорядоченную структуру молекул воды в добываемом газе под воздействием водородных связей. Эта упорядоченная структура стабилизируется и образует смесь, выделяемую в виде твердого осадка, так называемый газогидрат [2].
В свою очередь, АСПО представляют собой сложную углеводородную физико-химическую смесь, в состав которой входит целая гамма веществ: парафины — углеводороды метанового ряда С16Н34 - С64Н130, асфальтены, смолистые соединения, масла, механические примеси, соли, вода. До процесса извлечения нефти эти соединения растворены в ней, а в процессе добычи нефти выделяются из нее и откладываются в пористой среде призабойной зоны пласта (ПЗП) скважин, на их стенках и подземном скважинном оборудовании [3].
Парафины в нефти в пластовых условиях находятся в растворенном состоянии. Содержание парафина в нефти тем меньше, чем больше в ней смолистых веществ. В то же время чем глубже скважина, тем больше в ней содержание парафина. При этом твердые парафины с более высокой молекулярной массой плавятся при более высоких температурах.
В состав смолистых веществ входят азот, сера и кислород. Они обладают высокой молярной массой, не летучи, имеют большую неоднородность. К этой группе относятся и асфальтены. В связи с испарением и окислением нефти содержание смолистых веществ в ней увеличивается. Содержание смол возрастает при контакте с подошвенными водами. В нефти месторождений Тюменского Заполярья количество асфальтенов незначительно (от 2 до 5 % масс.), а их плотность колеблется в пределах 1000 кг/м3, они хорошо растворяются в бензоле, но не растворимы в спирте и бензине [4].
Основными компонентами в ПЗП являются асфальтосмолистые соединения и тугоплавкие парафины, а в стволе скважины и на поверхностях подземного скважинного оборудования — легкоплавкие парафины. Образование АСПО в ПЗП и в стволе скважины происходит при добыче нефти как результат изменения термобарических условий нефти и ее разгазирование. При выделении парафина из нефти в виде кристаллов происходит их укрупнение и осаждение на любой твердой поверхности. Выделение парафина из нефти приводит и к отложению асфальтосмолистых соединений, частиц минерального скелета коллектора, кристаллов неорганических солей и механических примесей. Эти составляющие отложений придают АСПО определенную прочность и затрудняют процесс их удаления из скважины, а значит, оказывают негативное влияние на промышленную безопасность скважин.
Для повышения надежности и промышленной безопасности скважин необходимо осуществлять удаление из добывающих скважин этих отложений. В практике для этих целей используют механические, тепловые, химические, комбинированные и нетрадиционные методы их ликвидации. Наибольшее распространение при ликвидации АСПО нашли скребки, которые при подъеме из скважины срезают АСПО с внутренней поверхности труб, например, только на Уренгойском месторождении они ежегодно применяются в объеме, превышающем 5 000 операций.
В настоящее время существует множество различных конструкций скребков, к основным из них можно отнести раздвижные, механические и гидромеханические.
В раздвижных скребках полностью отсутствуют элементы принудительного прижатия ножей к стенкам НКТ. При спуске в трубу скребок складывается — осуществляя холостой ход, а при подъеме вверх самостоятельно раскрывается, врезается в отложения и очищает трубу. Образующиеся продукты очистки легко вымываются потоком
1, 2015
Нефть и газ
103
нефти. Промывка очищенной НКТ проводится непосредственно во время чистки НКТ или после нее. Для облегчения спуска в скважину к скребку крепится утяжелитель.
Механические скребки, в отличие от раздвижных, предусматривают возможность плавной регулировки прижимного усилия ножей. Механические скребки являются универсальным средством для удаления коррозии, глинистой корки, цементной оболочки и парафинистых отложений.
Гидромеханические скребки отличаются повышенной эффективностью за счет надежного прижима ножей, выдвигаемых поршнями под действием перепада давления промывочной жидкости. Применение таких скребков обеспечивает более высокое качество очистки внутренней поверхности колонны в сравнении с более простыми механическими скребками.
Для совместного удаления АСПО и газогидратных отложений применяется промывка скважины подогретой нефтью, реже горячей водой, которую по причине наличия ММП можно применять только в летний период.
Комбинированный метод включает удаление отложений горячим растворителем с добавлением в него щелочного металла — натрия. В результате химической реакции происходит выделение большого количества тепла, разрушающего эти отложения. Одной из разновидностей такого метода является технология, предложенная Ф. Р. Га-реевым, Р. С. Абдуллиным [5, 6], основанная на комлексировании химического и высокочастотного электромагнитного воздействия.
Из нетрадиционных методов иногда применяется вибрационный метод, но особого успеха он не имеет [4, 7, 8].
Таким образом, с целью обеспечения промышленной безопасности эксплуатации нефтяных скважин Тюменского Заполярья, расположенных в ММП, в настоящее время применяются технологии удаления газогидратных пробок и АСПО, основанные на использовании механических и тепловых методов.
Список литературы
1. Осложнения и аварии при эксплуатации и ремонте скважин: учеб. пособие / Г. П. Зозуля, А. В. Кустышев, В. П. Овчинников, Ю. В. Ваганов, В. В. Дмитрук, М. Г. Гейхман: Под ред. Г. П. Зозули. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2012.
2. Кэрролл Джон. Гидраты природного газа / пер с англ. - М.: ЗАО «Премиум Инжиниринг», 2007. - 316 с.
3. Хайн Норманн Дж. Геология, разведка, бурение и добыча нефти / пер. с англ. М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2004. - 752 с.
4. Рахимов Н. В., Федосеев А. П., Рахимов С. Н. Анализ проведения геолого-технических мероприятий силами ООО «Газпром подземремонт Уренгой» на скважинах ОАО «Газпром» в 2009 г. Планирование работ общества на период до 2015 г. // Геолого-технические мероприятия, проведенные на скважинах ОАО «Газпром» в 2009 году: Материалы отраслевого совещания (г. Ставрополь, 12-16 апреля 2010 г.) - М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - С. 162-173.
5. Кучумов Р. Я. и др. Анализ моделирования эффективности эксплуатации скважин, осложненных парафино-отложениями / Р. Я. Кучумов, М. Ф. Пустовалов, Р. Р. Кучумов. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. - 186 с.
6. Гареев Ф. Р. Разрабока комплексной технологии удаления асфальтено-смолистопарафинистых отложений: Автореф. ... канд. техн. наук. - Уфа: 2012. -24 с.
7. Предотвращение осаждения парафинов в трубопроводе (химическая обработка). Теоретический обзор. -Томск: ТПУ, 2000. - 55 с.
8. Ремонт нефтяных и газовых скважин: Справочник / Под ред. Ю. А. Нифонтова, И. И. Клещенко. - В 2-х томах. Т. 1.-914 с., Т. 2.-547 с. -С-Пб.: АНО НПО «Профессионал», 2005.
9. Кряквин Д. А., Басыров Р. Р., Кустышев А. В., Немков А. В. Технология гидровиброхимического воздействия на ПЗП и перспективы ее применения на газовых скважинах // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: сб. науч. тр. региональной науч.-практич. конф., посвященной 5-летию Института нефти и газа. - Т. 2.- Тюмень: Экспресс, 2005. - С. 99-104.
Сведения об авторах
Абдуллин Рафиль Сайфуллович, д. т. н., профессор, засл. деятель науки РБ, начальник отдела, Институт проблем транспорта энергоресурсов, Республика Башкортостан, г. Уфа, тел. 8(347)2356863, e-mail: VNRyabukhina@yandex. ru
Денисов Олег Геннадьевич, заведующий отделом, ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень, тел. 8(3452)390346
Козлов Евгений Николаевич, аспирант, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)286694
Калинин Владимир Романович, аспирант, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)286694
Information about the authors
Abdullin R. S., Doctor of Engineering, professor, Honoured Scientist of BR, head of department of the Institute of energy resources transport problems, Bashkortostan Republic, Ufa, phone: 8(347)2356863, e-mail: VNRyabukhi-na@yandex. ru
Denisov O. G., head of department of the company «TyumenNHgiprogas. Ltd», phone: 8(3452)390346
Kozlov E. N., postgraduate of Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)286694
Kalinin V. R., postgraduate of the Tyumen State Oil and Gas University, phone: (3452)286694
104 Нефть и газ № 0 2015
