Анализ эффективности методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями на месторождениях Западной Сибири

Бюллетень науки и практики / Bulletin of Science and Practice

УДК 553.98                                       

Эксплуатация нефтяных скважин в Западной Сибири, большая часть которых находится на поздней стадии разработки, осложняется выпадением асфальтосмолопарафиновых веществ. Отложения парафинов, смол и асфальтенов на стенках насосно-компрессорных труб и погружного оборудования приводят к сужению проходного сечения, поломкам установок электроцентробежного насоса и снижению межремонтного периода.

Поэтому целью работы явился анализ существующих методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями и подбор наиболее эффективного для применения на отдельных месторождениях Западной Сибири.

Анализ состава нефти западносибирских месторождений показывает вариативность содержания парафинов (от 4% до 14%), что требует индивидуального подхода к выбору методов борьбы с отложениями. В работе проанализированы основные группы используемых методов и предложена следующая классификация: профилактические (предупреждение) и методы удаления уже сформировавшихся отложений.

Методы предупреждения

• 1.    Защитные покрытия. Использование остеклованных или эпоксидных покрытий насосно-компрессорных труб снижает адгезию парафина к стенкам. Технология Majorpack (диффузионное цинкование + полимер) показала увеличение межремонтного периода до 1400 суток на месторождениях «Лукойл-Западная Сибирь» [1].

• 2.    Физические методы : Тепловые: Применение греющего кабеля на установке предварительного сброса воды для поддержания температуры потока выше температуры кристаллизации парафинов. На Ванкорском месторождении это позволило увеличить дебит нефти до 14 т/сут [2]. Магнитные: Использование магнитных активаторов разрушает структуру кристаллов парафина. Испытания в «Сургутнефти» и на Кониторовском месторождении показали увеличение межочистного периода с 21 до 79 суток .

• 3.    Химические методы (ингибирование). Наиболее прогрессивный метод. Ингибиторы (смачиватели, модификаторы, депрессаторы, реагенты комплексного действия) предотвращают образование отложений. Применение реагента СНПХ-7821 на Ванкорском месторождении увеличило межремонтный период в 2-3 раза и снизило температуру застывания нефти на 4-6°С [3].

Экспериментальные исследования авторов на водонефтяных эмульсиях, богатых парафинами, смолами и асфальтенами, показали значительное влияние добавления воды на состав потенциальных отложений. Данные (Таблица 1) свидетельствуют о четкой тенденции:

с ростом содержания дистиллированной воды (ДВ) в эмульсии с 0 до 70% масс. доля асфальтеновых компонентов увеличивается с 1,4% до 6,7–8,7%, в то время как содержание смолистых веществ сокращается с 34,2% до ~22–23%. Парафиновые углеводороды (ПУ) также демонстрируют рост, особенно их легкая фракция (в скобках).

Таблица 1

ГРУППОВОЙ СОСТАВ АСПО В ЗАВИСИМОСТИ ОТ СОДЕРЖАНИЯ ВОДНОЙ ФАЗЫ

Образец	Содержание, мас. %			β
	Масла (ПУ)	Смолы	Асфальтены
Нефть	64,4 (11,6)	34,2	1,4	0,3
10% ДВ	69,4 (12,9)	23,2	7,4	0,4
30% ДВ	69,2 (13,8)	22,2	8,6	0,4
50% ДВ	69,1 (27,0)	22,2	8,7	0,9
70% ДВ	70,4 (31,9)	22,9	6,7	1,1

Для классификации типа отложений используется коэффициент β, равный отношению содержания парафиновых углеводородов (ПУ) к асфальтенам и смолам (АСВ). Согласно критериям: β > 1,1 – отложения парафинового типа; β < 0,9 – асфальтенового типа; 0,9 < β < 1,1 – смешанного типа. Анализ данных показывает, что чистая нефть и эмульсии с низкой обводненностью (10–30% ДВ) формируют отложения асфальтенового типа (β=0,3–0,4). При увеличении доли воды до 50–70% коэффициент β возрастает до 0,9–1,1, что указывает на переход к смешанному типу АСПО. Таким образом, обводненность является критическим фактором, смещающим баланс отложений в сторону увеличения доли асфальтенов и парафинов.

Выпадение асфальтенов может происходить не только из-за обводнения, но и под влиянием изменений термобарических условий и состава флюида. В прискважинной зоне триггерами служат технологические операции (бурение, гидравлический разрыв пласта, кислотная обработка). При подъеме нефти по стволу ключевую роль играет снижение давления и температуры. В пластах асфальтены выпадают в режиме естественного истощения при падении давления ниже давления насыщения. Максимум отложений наблюдается при давлении, равном давлению насыщения. Данный процесс характерен для легких и средних нефтей с невысоким исходным содержанием асфальтенов. Тяжелые нефти, обладая большей растворяющей способностью, менее склонны к асфальтеносодержащим отложениям.

Северные месторождения (Русское, Барсуковское, Пангодинское) содержат тяжелые, высоковязкие, смолистые нефти с низким содержанием серы, парафинов и асфальтенов, относящиеся к нафтеновому типу.

Северо-западный регион Западно-Сибирского нефтегазового бассейна представлен системами со среднепарафинистой нефтью (плотность 0,8899 г/см3, вязкость 120,9 мм2/с, парафины 4,28%, смолы 10,47%, асфальтены 2,4%). Такая нефть классифицируется как легкая, маловязкая, но с заметным потенциалом к образованию смешанных АСПО.

Месторождения юго-востока Западной Сибири (Западно-Майское, Фестивальное) отличаются повышенным содержанием парафина (до 13,9%) при низком содержании смол и асфальтенов. Это создает предпосылки для формирования преимущественно парафиновых отложений. Высокое содержание парафинов негативно влияет на переработку, снижая выход светлых фракций. Для борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями широко применяются химические ингибиторы, подаваемые в скважину периодически или непрерывно. Непрерывное дозирование, особенно непосредственно на прием насоса через капиллярную трубку, признано наиболее эффективным. На рынке представлен ряд реагентов серии СНПХ (Таблица 2), различающихся дополнительными эффектами (депрессирование, деэмульсация, ингибирование гидратов и коррозии), с дозировками от 25 до 300 г/т нефти.

Таблица 2

РЕАГЕНТЫ ИНГИБИРОВАНИЯ ДЛЯ БОРЬБЫ С АСПО

Наименование реагента	Описание	Дозировка, г/т
СНПХ - 7821	Ингибитор образования АСПО	Не выше 200
СНПХ - 7912М	Ингибитор образования АСПО с эффектом деэмульгатора	25-100
СНПХ - 7920М	Ингибитор образования АСПО, снижающий коррозионную активность на 60-70%	100-200

Промышленные испытания ингибитора СНПХ – 7821 были проведены ранее на Ванкорском месторождении и показали хороший результат. Поэтому для испытаний на Сузунском месторождении был взят тот же ингибитор. Результаты промышленных испытаний ингибитора СНПХ – 7821 на двух скважинах Сузунского месторождения приведены в Таблице 3.

Таблица 3 РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ ИНГИБИТОРА СНПХ-7821 в скважинах №175, №178 Сузунского месторождения
Показатель	Нефть		Нефть + 1/2	Нефть	+ рабочая	Нефть + 3/2
			рабочей	дозировка		рабочей
			дозировки			дозировки
	№175	№178	№175   №178	№175	№178	№175   №178
Температура застывания, °C	-13	-12	-14       -14	-16	-16	-17       -18
Кинематическая вязкость, сСТ	7,8	7,8	7,8        7,7	7,6	7,5	7,5        7,4
Защитный эффект ингибирования,%	-	-	52       49	68	68	70       69

Как видно из Таблицы 3, на Сузунском месторождении (нефть с 6,5% парафина) применение реагента в рабочей дозировке (200 г/т) на скважинах №175 и №178 привело к: снижению температуры застывания нефти с -12 v -13°C до -16 ^ -18°C; незначительному снижению кинематической вязкости; обеспечению защитного эффекта ингибирования на уровне 68-70%.

СНПХ 7821 является специализированным ингибитором АСПО без дополнительных функций (деэмульсации или ингибирования коррозии). Именно эта направленность делает его наиболее предсказуемым и изученным в задачах, связанных исключительно с парафиноотложениями.

Заключение

В результате выполненного анализа методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) на месторождениях Западной Сибири были получены следующие основные выводы. Выявлена вариативность состава нефти западносибирских месторождений: содержание парафинов колеблется от 4% до 14%, смол и асфальтенов — в широких пределах. Это обусловливает необходимость индивидуального подхода к выбору методов борьбы с отложениями. На основе анализа предложена классификация методов, разделяющая их на профилактические (защитные покрытия, физические и химические методы) и методы удаления уже сформировавшихся отложений. Экспериментальные данные, представленные в работе, показали, что обводнённость является критическим фактором, влияющим на состав АСПО. С увеличением содержания водной фазы от 0 до 70 % наблюдается рост доли асфальтенов и парафинов, а тип отложений (согласно коэффициенту β) смещается от асфальтенового к смешанному. Это подтверждает необходимость применения методов, эффективных в условиях высокой обводнённости. Промышленные испытания ингибитора СНПХ 7821 на Сузунском месторождении подтвердили его высокую эффективность. При рабочей дозировке 200 г/т защитный эффект ингибирования составил 68–70%, температура застывания нефти снизилась на 4–6°C.