Применение ингибиторов АСПО остается одним из наиболее распространенных способов предотвращения формирования отложений парафина в системе «пласт-скважина». При этом выбор химических реагентов и способа их подачи в скважинную продукцию осуществляется исходя из геологических, технических, технологических и экономических факторов. Соответственно, в связи с отсутствием универсального подхода к ингибированию добываемой продукции существует широкий перечень ингибиторов АСПО, применяемых на отечественных месторождениях. Однако с учетом высокой стоимости химических реагентов актуальной задачей остается экономичное и эффективное их использование, в частности, за счет непрерывного контроля остаточной концентрации ингибирующего вещества.
Краткая теория об ингибировании продукции при проблеме АСПО
Ингибирование заключается в добавление в добываемую продукцию химических реагентов, способствующих предотвращению или снижению интенсивности формирования отложений парафина в продуктивном пласте и на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования. Требуемый защитный эффект обеспечивается за счет поддержания определенной концентрации ингибитора АСПО в добываемой продукции [11].
Опыт применения ингибиторов АСПО показывает резкое снижение их действенности даже при незначительных отклонениях от утвержденной технологической схемы, поэтому требуется тщательный контроль состояния оборудования, качества поставляемых реагентов и соблюдение технического регламента [12].
Основными факторами эффективности применяемой технологии ингибирования продукции являются:
- состав ингибитора;
- область подачи реагента;
- удельный расход ингибитора/дозировка;
- периодичность обработки.
Корректный разбор каждого пункта из представленного списка способствует увеличению межочистного периода (МОП) и снижению вероятности возникновения осложнений при дальнейшем удалении отложений [16].
К основным характеристикам нефти, которые изменяются при действии ингибиторов АСПО, можно отнести температуру застывания [7, 23], температуру помутнения [18, 24, 33] и вязкость нефти [29]. Таким образом, в зависимости от принципа действия ингибитора АСПО (модификатор, депрессатор, диспергатор, ингибитор смачивающего действия [8]) добавляемый реагент должен влиять на указанные свойства нефти или на общую кинетику формирования отложений парафина, определяемую, например, методом «Холодного стержня» [17, 21].
Место ввода ингибитора АСПО определяется исходя из следующих факторов:
- зона формирования отложений и распределение АСПО по длине ствола скважины;
- пластовая и забойная температура, распределение температуры по длине ствола скважины;
- распределение давления в системе «пласт-скважина»;
- принцип действия ингибитора АСПО;
- способ эксплуатации скважины и ее конструкция [30].
Выбор области подачи ингибитора АСПО зависит от участка начала процесса образования твердых частиц парафина, поскольку данные реагенты показывают свою максимальную эффективность при вводе в нефть с растворенным парафином. Исходя из того, что интенсивность образования отложений парафина в большей степени зависит от температурной составляющей, данные о распределении температуры в системе «пласт-скважина» также учитываются при определении места ввода реагентов. Вдобавок при вводе ингибиторов необходимо учитывать их оптимальную рабочую температуру.
При обосновании требуемых дозировок необходимо исходить из концентрации реагента с наивысшим ингибирующим эффектом, который оценивается при лабораторных исследованиях. Также при определении объемов подачи необходимо учитывать производительность скважины, ее конструкцию, адсорбционно-десорбционные процессы и прочие факторы, которые трудно смоделировать в лабораторных условиях. Соответственно, реальная дозировка определяется по результатам опытно-промышленных испытаний, которые также могут проводиться при низкой эффективности применяемого ингибитора АСПО в связи с изменениями параметров разработки месторождения и эксплуатации добывающей скважины для последующей корректировки технологии [2, 5]. Определение оптимальной удельной дозировки испытуемого реагента проводится путем последовательного изменения удельной дозировки между мероприятиями по удалению отложений. Таким образом, оценка эффективности или сравнение испытуемого ингибитора АСПО с базовым реагентом проводится по изменению МОП.
На сегодняшний день широко применяются следующие способы подачи и дозирования в скважину ингибитора АСПО:
- ударная разовая подача ингибитора в затрубное пространство;
- постоянная подача реагента в затрубное пространство;
- постоянная подача ингибитора в требуемый участок НКТ;
- постоянная подача реагента на прием насоса;
- постоянная подача ингибитора в интервал перфорации;
- непрерывное дозирование за счет применения твердого ингибитора;
- периодическое нагнетание и задавливание раствора ингибитора в ПЗП [25].
Способы обнаружения отложений парафина
Опыт применения химических методов предотвращения показывает невозможность обеспечения полноценного предупреждения образования парафиновых АСПО с учетом экономических затрат на проведение мероприятий. Соответственно, периодически возникает необходимость удаления отложений, а химические способы предотвращения позволяют увеличить МОП. С целью определения оптимального МОП существует задача по обнаружению отложений парафина в колонне НКТ.
Образовавшееся крупное АСПО возможно определить, учитывая изменения дебита скважины, а также параметров ее работы, например изменение максимальной нагрузки на головку балансира. Однако обнаружение мелких или зарождающихся отложений требует особых подходов – прямого или косвенного действия.
К первым относятся применение кавернометрии, спуск видеокамеры, установка контрольных устьевых катушек [26]. Последние позволяют провести аналогию в свойствах АСПО и интенсивности их образования на устье скважины, выкидной линии и в колонне НКТ. Исходя из данных соотношений с учетом некоторых допущений становится возможным оценить количество АСПО в скважине. Преимуществом косвенных способов является их применимость без простоя скважины. К ним относятся метод перепада давления, метод теплопередачи, метод распространения волны [3, 4, 31]. Образование парафиновых АСПО на внутренней поверхности стенок НКТ приводит к уменьшению живого сечения потока [10]. В связи с этим увеличиваются потери давления в стволе скважины. При допущении равномерного распределения отложений, с учетом данных о температуре потока по стволу скважины, возможно рассчитать толщину АСПО, исходя из соотношения реального и эталонного перепада давления. Метод теплопередачи основывается на оценке влияния образовавшегося слоя отложений, его теплопроводности, в системе теплопередачи между потоком продукции, стенкой скважины и окружающей средой. Применение данного способа в скважине трудноосуществимо на данный момент. Волновой способ обнаружения пробки из АСПО основывается на явлении распространения и отражения волны давления и заключается в замере времени фиксации отраженного импульса [26].
На практике в большинстве случаев мониторинг эффективности технологии ингибирования и обнаружение отложений парафина в процессе эксплуатации скважины основываются на непосредственной оценке толщины отложений при подъеме колонны НКТ, на изменениях значений давления на выкидной линии и дебита скважины [28].
Наблюдение за показателями работы скважины является реактивной стратегией и позволяет оценивать эффективность применяемой технологии ингибирования за какой-то прошедший период времени без возможности оперативного обнаружения отклонений от утвержденной технологии и изменения технологической схемы процесса [9, 34]. Соответственно, при данном подходе изначально закладываются дополнительные операционные затраты на проведение мероприятий по удалению отложений.
Таким образом, практическую ценность для оперативной оценки эффективности ингибирования имеет проактивная стратегия, заключающаяся в мониторинге остаточного содержания ингибитора в добываемой продукции.
Актуальность мониторинга остаточной концентрации ингибитора АСПО
Мониторинг остаточной концентрации ингибитора АСПО позволяет удостовериться в том, что ингибитор находится в системе при требуемой концентрации, его присутствие постоянно, и обеспечивается требуемое воздействие на продукцию.
Контроль концентрации ингибитора АСПО на выходе из скважины особенно актуален в случае закачки реагента в ПЗП, поскольку отсутствует возможность регулирования дозировки ингибитора, которое происходит за счет постепенной десорбции реагента с поверхности породы коллектора [22]. Принцип самодозирования также используется при применении твердых ингибиторов, загруженных в контейнер [6]. В таком случае необходимо учитывать период активного ингибирования – фактическое время выноса ингибитора в количестве, достаточном, чтобы концентрация реагента в добываемой жидкости обеспечивала требуемый защитный эффект [20, 32].
В случае неисправности дозирующих установок, негерметичности капиллярных трубок или изменения параметров эксплуатации скважины, беспрерывный контроль концентрации ингибирующего реагента позволяет отслеживать наличие аварий и отклонений от заданной технологии.
На сегодняшний день анализ проб продукции на остаточное содержание химических реагентов, применяемых в процессах добычи и подготовки нефти и газа, может производиться спектрофотометрическим, хроматографическим, титриметрическим методами анализа. Методики таких замеров предполагают отбор проб нефти на устье скважин, продолжительные и трудозатратные лабораторные и аналитические исследования, частота проведения которых ограничивается доступностью высокоточного оборудования на месторождении и требуемым количеством исследований [13, 19]. Результаты подобных анализов становятся известны со значительной задержкой по времени, с отставанием от текущего процесса разработки, кроме того, могут быть искажены вследствие отклонения физико-химических характеристик проб при их транспортировке и хранении. Объем утерянной или ошибочно интерпретированной информации может увеличиться в процессе длительных исследований, поскольку свойства углеводородных смесей в пласте постоянно меняются, а измеренные свойства проб не будут характеризовать текущие условия [1].
Таким образом, в условиях развития цифровизации и автоматизации нефтегазовой отрасли существует задача непрерывного и оперативного контроля уровня защиты от осложнений, вызванных образованием отложений парафина, при эксплуатации скважин. Разработка и внедрение технологии, направленной на решение указанной задачи, позволит снизить операционные затраты за счет сокращения расхода химических реагентов, сокращения количества мероприятий по удалению отложений парафина и сокращения числа ремонтов оборудования. Вдобавок решение обозначенной задачи поспособствует оптимизации процесса проведения опытно-промышленных испытаний по подбору ингибирующего вещества и его удельного расхода.
Контроль остаточного содержания ингибитора АСПО
Анализ исследований, посвященных проблеме АСПО, в частности химическим методам предотвращения образования отложений парафина, показал отсутствие оперативного способа определения остаточной концентрации ингибирующего вещества.
В работе [14] при проведении фильтрационных экспериментов периодически отбирается проба исследуемой нефти, содержащая некоторое количество ингибирующего вещества, и оценивается остаточная эффективность реагента. Остаточное содержание ингибитора АСПО в пробе определяется косвенным способом путем сравнения интенсивности формирования отложений парафина с кинетикой образования отложений при исследовании необработанного образца нефти методом «Холодного стержня». Аналогичная методика контроля остаточной концентрации ингибитора АСПО применяется и для оценки эффективности технологии ингибирования на реальных добывающих скважинах.
Авторы работы [15, 35] также указывают метод «Холодного стержня» как основной способ оценки эффективности ингибирования и, соответственно, остаточной концентрации реагента. При этом в работе [35] базовые значения исследования интенсивности образования АСПО определялись с использованием продукции соседних необработанных ингибитором АСПО скважин.
В исследованиях [27] остаточный уровень концентрации ингибитора АСПО определяется косвенным аналитическим способом за счет соотношения температуры застывания необработанной нефти и исследуемой пробы. Авторы называют и другие методики, такие как: метод «Холодного стержня», исследование наличия и количественного распределения молекул углеводородов с углеродным числом больше восемнадцати.
Ограничение применимости данных способов связано с изменчивостью результатов и, соответственно, отсутствием их высокой достоверности. Например, в некоторых случаях данные об изменении температуры застывания могут указывать на конкретное количественное содержание ингибитора, однако при других условиях данная характеристика нефти не позволяет оценить концентрацию ингибитора АСПО. Это может быть обосновано отличием основного механизма действия ингибитора, а также составом исследуемой нефти, который может повлиять на кристаллизацию парафина в значительной степени.
Проблемы мониторинга остаточного содержания ингибитора АСПО касается незначительное количество научных трудов, в большей части которых задача контроля концентрации ингибитора является второстепенной.
Методика анализа или принцип действия устройства, позволяющие оперативно оценивать концентрацию ингибирующего вещества в продукции, могут быть реализованы или за счет особенностей взаимодействия индивидуального ингибитора с добываемой продукцией, или за счет добавления в состав ингибитора специальных индикаторов.
Стоить отметить, что документация на применяемые химические реагенты может включать методику определения остаточного содержания химического реагента в водной или углеводородной фазе, однако не всегда производитель указывает данную информацию. Соответственно, существует необходимость поиска зависимостей физико-химических свойств, позволяющих оценивать концентрацию вещества в пробе, индивидуально для применяемого ингибитора АСПО. При этом можно выделить несколько факторов, осложняющих разработку методики оперативного контроля.
Во-первых, в процессе добычи и транспортировки нефти и газа может применяться большой перечень химических реагентов, выполняющих различные функции. Присутствие «сторонних» химических реагентов, безусловно, будет влиять на результаты исследований и замеры контролируемых параметров.
Во-вторых, соотношение нефтяной, водной и газовой фаз, а также количество механических примесей в момент времени постоянно меняется, что практически исключает возможность создания устройства контроля с проточным принципом действия или существенно усреднит данные.
В-третьих, ингибитор АСПО сам по себе может неравномерно быть растворен в потоке добываемой продукции, что увеличивает вероятность получения ошибочного значения остаточной концентрации реагента.
Заключение
Разработка методики или устройства, позволяющих оперативно оценивать концентрацию ингибирующего вещества в продукции, общую эффективность и корректность реализации технологии ингибирования, является перспективным направлением совершенствования химических способов предотвращения образования АСПО. В настоящее время для определения остаточного содержания ингибитора АСПО применяются косвенные методы, такие как соотношение значений температуры застывания и кинетики формирования отложений, полученной методом «Холодного стержня», для отобранной пробы и необработанного образца. Наиболее осуществимым способом является создание инертного по отношению к другим применяемым химическим реагентам индикатора, добавление которого в состав ингибитора АСПО позволит автоматизировано определять уровень защиты.
Литература
1. Бурханов Р.Н. Перспективы создания и применения устройства для исследования показателей преломления и дисперсии нефти на устье скважины // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 2. С. 78–84.
2. Двойников М.В., Будовская М.Е. Разработка углеводородной системы заканчивания скважин с низкими забойными температурами для условий нефтегазовых месторождений Восточной Сибири // Записки Горного института. 2022. № 1 (253). C. 12–22.
3. Ибрагимов Н.Г., Тронов В.П., Гуськова И.А. Теория и практика методов борьбы с органическими отложениями на поздней стадии разработки нефтяных месторождений М.: Нефтяное хозяйство, 2010. 240 с.
4. Нгуен Ван Тханг Повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин в условиях образования органических отложений (на примере месторождений Вьетнама): дис. канд. техн. наук / Нгуен Ван Тханг. – Санкт-Петербург, 2022. 193 с.
5. Шадрина П.Н., Волошин А.И., Ленченкова Л.Е., Мочалкин Д.С. Методология подбора реагентов для ингибирования высокопарафинистых нефтей // Нефтегазовое дело. 2016. № 4 (14). С. 64–68.
6. Ahn S. [и др.]. Paraffin Crystal and Deposition Control By Emulsification // SPE 93357. 2005.
7. Aiyejina A. [и др.]. Wax formation in oil pipelines: A critical review // International Journal of Multiphase Flow. 2011. № 7 (37). C. 671–694.
8. Bai J., Jin X., Wu J. T. Multifunctional anti-wax coatings for paraffin control in oil pipelines // Petroleum Science. 2019. (16). C. 619–631.
9. Beloglazov I.I., Morenov V.A., Leusheva E.L. Flow modeling of high-viscosity fluids in pipeline infrastructure of oil and gas enterprises // Egyptian Journal of Petroleum. 2021. № 4 (30). C. 43–51.
10. Chen X. T. [и др.]. Techniques for measuring wax thickness during single and multiphase flow // SPE 38773. 1997.
11. Chi Y., Daraboina N., Sarica C. Investigation of Inhibitors Efficacy in Wax Deposition Mitigation Using a Laboratory Scale Flow Loop // AIChE Journal. 2016. № 11 (62). C. 4131–4139.
12. El-Dalatony M. M. [и др.]. Occurrence and Characterization of Paraffin Wax Formed in Developing Wells and Pipelines // Energies. 2019. № 6 (12).
13. Gheriany I. A., Fathy Hassan I. A Flow Loop to Study Wax Deposition in Pipelines Institute of Electrical and Electronics Engineers Inc., 2020. C. 532–537.
14. Gupta D.V., Szymczak S., Brown J.M. Solid Production Chemicals Added With the Frac for Scale, Paraffin and Asphaltene Inhibition // SPE 119393. 2009.
15. Gupta D.V., Brown M.B., Szymczak S. A 5-Year Survey of Applications and Results of Placing Solid Chemical Inhibitors in the Formation via Hydraulic Fracturing // SPE 134414. 2010.
16. Ilushin P., Vyatkin K., Kozlov A. Development of an Approach for Determining the Effectiveness of Inhibition of Paraffin Deposition on the Wax Flow Loop Laboratory Installation // Inventions. 2022. № 1 (7).
17. Jennings D. W., Weispfennig K. Effects of Shear and Temperature on Wax Deposition: Coldfinger Investigation with a Gulf of Mexico Crude Oil // Energy and Fuels. 2005. № 4 (19). C. 1376–1386.
18. Jiang B. [и др.]. Measurement of the wax appearance temperature of waxy oil under the reservoir condition with ultrasonic method // Petroleum Exploration and Development. 2014. № 4 (41). C. 509–512.
19. Kulkarni V. B., Zhy T., Hveding F. Determination and Prediction of Wax Deposition from Alaska North Slope Crude Oil // IPTC 11972. 2008. C. 3–5.
20. Leiroz A. T., Azevedo L. F. A. Studies on the Mechanisms of Wax Deposition in Pipelines // OTC 17081. 2005.
21. Li C. [и др.]. Effect of asphaltenes on the stratification phenomenon of wax-oil gel deposits formed in a new cylindrical Couette device // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2016. (140). C. 73–84.
22. Makwashi N. [и др.]. Investigation of the Severity of Wax Deposition in Bend Pipes Under Subcooled Pipelines Conditions // SPE 195559. 2019.
23. Monger-Mcclure T. G., Tackett J. E., Merrill L. S. Comparisons of Cloud Point Measurement and Paraffin Prediction Methods // SPE 54519. 1999.
24. Nurgalieva K. S., Saychenko L. A., Riazi M. Improving the Efficiency of Oil and Gas Wells Complicated by the Formation of Asphalt–Resin–Paraffin Deposits // Energies. 2021. № 20 (14). C. 6673.
25. Sandyga M. S., Struchkov I. A., Rogachev M. K. Formation damage induced by wax deposition: laboratory investigations and modeling // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2020. № 6 (10). C. 2541–2558.
26. Sousa L.A., Matos H.A., Guerreiro L.P. Preventing and removing wax deposition inside vertical wells: a review // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2019. (9). С. 2091–2107.
27. Szymczak S. [и др.] Well Stimulation Using a Solid, Proppant-Sized, Paraffin Inhibitor to Reduce Costs and Increase Production for a South Texas, Eagle Ford Shale Oil Operator // SPE 168169. 2014.
28. Tananykhin D. [и др.]. An Investigation into Current Sand Control Methodologies Taking into Account Geomechanical, Field and Laboratory Data Analysis // Resources. 2021. № 12 (10).
29. Theyab M. A. Experimental Methodology Followed to Evaluate Wax Deposition Process // Journal of Petroleum & Environmental Biotechnology. 2018. № 1 (9).
30. Theyab M. A., Diaz P. Experimental study of wax deposition in pipeline – effect of inhibitor and spiral flow // International Journal of Smart Grid and Clean Energy. 2016.
31. Thota S.T., Onyeanuna C.C. Mitigation of wax in oil pipelines // International Journal of Engineering Research and Reviews. 2016. № 4 (4). С. 39–47.
32. Tinsley J. F., Prud’homme R. K. Deposition apparatus to study the effects of polymers and asphaltenes upon wax deposition // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2010. № 1–2 (72). C. 166–174.
33. Uba E., Ikeji K., Onyekonwu M. Measurement of Wax Appearance Temperature of an Offshore Live Crude Oil using Laboratory Light Transmission Method // SPE 88963. 2004.
34. Wang W. [и др.]. Effect of operating conditions on wax deposition in a laboratory flow loop characterized with DSC technique // Journal of Thermal Analysis and Calorimetry. 2015. № 1 (119). C. 471–485.
35. Wornstaff V., Hagen S., Ignacz T., Chorney M., Pedersen B. Solid Paraffin Inhibitors Pumped in Hydraulic Fractures Increase Oil Recovery in Viking Wells // SPE 168147.
