Анализ работы механизированного фонде скважин оборудованных уэцн на верхнеколик-еганском месторождении

Всего с начала разработки с помощью электроцентробежных установок было добыто 32,5 тыс. т нефти, 358,8 тыс. т жидкости и 4832 млн. м³ газа. Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались фонтанным способом, составила 6 тыс. т, жидкости - 6,4 тыс. т и газа - 0,818 млн. м³ газа.

Информации по гидродинамическим исследованиям очень мало. За время работы замеры пластового давления были проведены в шести скважинах, а среднее значение на 2010 г. составило 20,8 МПа. Забойное давление было замерено в двух скважинах и оценивается величиной 19,3 МПа. В целом по залежи построить кондиционную карту равных пластовых давлений не представляется возможным, ввиду малочисленности исследований.

Объект ЮВ₃. Начальные геологические запасы по категории С₁ оцениваются в размере 2816 тыс. т, что составляет 0,8% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые - 704 тыс. т или 0,7% от всех извлекаемых запасов. Пласт ЮВ₃ эксплуатируется с 1999 года.

Всего за время эксплуатации в пределах разбуренной площади в добыче перебывало 9 скважин. По состоянию на 2011 г. в эксплуатационном фонде (совместно с пластами ачимовской толщи) на объекте числятся 5 добывающих скважин. Действующий добывающий фонд составляет 4 скважины, под закачкой скважин нет. В таблице 3.2.8.1 приводится состояние фонда на 2011 г.

Динамика технологических показателей представлена на рисунке 3.2.8.1 и таблице 3.2.8.2. По состоянию на 2011 г. на объекте было добыто 199,8 тыс. т нефти, 210,5 тыс. т жидкости и 42,9 млн. м³ газа при средней обводненности 5,1%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 21,0 т/сут, по жидкости - 22,1 т/сут. Средний газовый фактор - 214,7 м³/т.

Таблица 3.2.8.1. Состояние фонда скважин объекта ЮВ₃ на 2011 г.

Фонд скважин	Категория	Кол-во
Фонд добывающих скважин	Пробурено	0
	Возвращено с других горизонтов	5
	Всего	5
	в т.ч. действующие	4
	из них: фонтанные	0
	ЭЦН	4
	бездействующие	1
	в освоении	0
	в консервации	0
	пьезометрические	0
	контрольные	0
	Переведено на другие горизонты	0
	Ликвидированные	0
	Передано под закачку	0
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	0
	Возвращено с других горизонтов	0
	Переведено из добывающих	0
	в т.ч. из собственного фонда	0
	возвратного фонда
	Всего	0
	в т.ч. под закачкой	0
	в бездействии	0
	в освоении	0
	в консервации	0
	пьезометрические	0
	контрольные	0
	В эксплуатации на нефть	0
	Ликвидированные	0
	Переведено на другие горизонты	0
Всего		5

На дату анализа все скважины действующего фонда эксплуатируется механизированным способом с помощью электроцентробежных установок, хотя в 2011 г. еще присутствовал фонтанный способ эксплуатации.

Добыча нефти по скважинам, оборудованным ЭЦН, составила за 2011 год 17,4 тыс. т, средний дебит: по нефти 34,3 т/сут; по жидкости 35,5 т/сут; обводненность продукции 3,6%.

Добыча нефти по скважинам, которые эксплуатировались в 2011 году фонтанным способом, составила 5,0 тыс. т, средний дебит по нефти - 29,7 т/сут; по жидкости 30,3 т/сут,: обводненность продукции 1,9%. Распределение основных показателей разработки по применяемым на объекте способам добычи. приводится в таблице 3.2.8.2.

Таблица 3.2.8.2. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации скважин объекта ЮВ₃ за 2010-2011 гг.

Способ эксплуатации	Добыча нефти, тыс. т	Добыча жидкости, тыс. т	Дебит нефти, т	Дебит жидкости, т	Обводнен- ность, %
	2010 год	2011 год	2010 год	2011 год	2010 год	2011 год	2010 год	2011 год	2010 год	2011 год
Фонтан	19,9	5,0	20,0	5,1	31,1	29,7	31,4	30,3	1,0	1,9
ЭЦН	7,2	17,4	7,3	18,1	19,5	34,3	19,7	35,5	0,7	3,6
Всего	27,1	22,4	27,3	23,2	26,9	33,1	27,1	34,2	0,9	3,2



Всего же с начала разработки фонтанным способом было добыто 169,0 тыс. т. нефти (84,6%), а с помощью механизированной добычи - 30,8 тыс. т нефти, что составляет 15,4%. Таким образом, подавляющая часть общей добычи нефти была обеспечена с помощью фонтанного способа эксплуатации (рис. 3.2.8.1).

Как уже отмечалось ранее, объект ЮВ₃ находится на первой стадии разработки. Все скважины работают практически безводной нефтью, и только одна (№640) имеет обводненность 98,9%. Дебиты по нефти имеют значительный разброс и колеблются в интервалах от 0,4 до 77,5 т/сут.

Анализируя в целом работу добывающих скважин, необходимо отметить, что 4 скважины имеют накопленную добычу нефти более 20 тыс. т, 3 скважины - менее 10 тыс. т и 2 скважины отобрали менее 1 тыс. т. Практически такая же картина складывается и по жидкости ввиду очень незначительной обводненности на дату анализа. Распределение добывающих скважин по накопленной добыче нефти на 2011 г.

Существует явная тенденция к снижению забойного давления. По имеющимся данным, за 2011 г. было замерено всего 2 скважины, среднее забойное давление составило 7,4 МПа, а интервал изменения колеблется от 7,2 до 7,5 МПа.

Объект ЮВ₈. Начальные геологические запасы по категории С₁+С₂ оцениваются в размере 5419 тыс. т, что составляет 1,5% от всех запасов нефти по месторождению. Извлекаемые - 1084 тыс. т или 1,2% от всех извлекаемых запасов. Пласт ЮВ₈ эксплуатировался двумя скважинами очень непродолжительное время в течение 1999-2000 гг.

По состоянию на 2011 г. с начала разработки на объекте было добыто 5,8 тыс. т нефти, 5,9 тыс. т жидкости и 1,3 млн. м³ газа при средней обводненности 1,3%. Среднесуточный дебит действующей скважины по нефти составил 14,4 т/сут, по жидкости - 14,6 т/сут. Средний газовый фактор - 227,8 м³/т.

На дату анализа действующих добывающих скважин на объекте нет.

Никаких гидродинамических и промыслово-геофизических исследований за время эксплуатации проведено не было.



4. Анализ работы механизированного фонда на верхне-коликеганском месторождении

4.1 Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти

Общие сведения

Погружной центробежный электронасос входит в комплект оборудования для эксплуатации нефтяных скважин, который принято называть «Установкой погружного центробежного электронасоса для добычи нефти», сокращенно УЭЦН.

Общий вид установки, представленной на рис. 4.1., включает в свой состав наземное оборудование - трансформатор 8, станцию управления 7, оборудование устья нефтяной скважины 6 и погружное оборудование - центробежный насос 2 с электродвигателем и гидрозащитой 1, колонну подъемных труб 4, электрический кабель 3. Насос 2 с двигателем и гидрозащитой 1, собранный в единую сборочную конструкцию, устанавливается в скважине под уровень добываемой жидкости.

Установки центробежных электронасосов обычного исполнения

Установки скважинных центробежных электронасосов (УЭЦН) предназначены для эксплуатации нефтяных скважин при различных условиях: в чисто нефтяных и почти полностью обводненных скважинах; при содержании в откачиваемой жидкости газа и песка и жидкости с повышенной температурой.

В зависимости от условий эксплуатации, то есть от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, разработаны установки обычного исполнения (УЭЦН) и с повышенной коррозионной износостойкостью (УЭЦНК)

В зависимости от поперечного габарита скважинного электронасосоного агрегата установки подразделяют на следующие условные группы:

Группа УЭЦН 4 5 5А 6 8

Внутренний диаметр обсадной колонны, мм, не менее 112 127,7 130 148,3 205,7

Наружный диаметр насоса, мм 86 92 103 114 193

УЭЦН предназначена для откачки из нефтяных скважин пластовой жидкости (нефти, воды, нефтяного газа и механических примесей) со следующей характеристикой:

* максимальное содержание попутной воды, % - 99

* водородный показатель попутной воды, рН - 5,0-8,5

* максимальная плотность жидкости, кг/м3 - 1400

* максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой

* обеспечивается работа насоса без изменения напора и КПД, мм2/с - 1

* максимальная массовая концентрация твердых частиц для насосов, г/л (%):

обычного исполнения - 0,1 (0,01)

коррозионно-стойкого исполнения - 0,2 (0,02)

износостойкого, коррозионно-износостойкого исполнения - 0,5 (0,05)

повышенной коррозионно-износостойкости - 1,0 (0,10)

при комплектации насосов фильтром тонкой очистки - 3,0 (0,30)

* микротвердость частиц по Моосу для насосов, баллов

обычного, коррозионно-стойкого исполнения - 5

повышенной коррозионно-износостойкости, износостойкого, коррозионно-износостойкого исполнения - 7

* максимальное содержание свободного газа на приеме насоса -25% по объему, с применением газосепаратора в составе установки -55%, с

применением газосепаратора-диспергатора -65%, с применением модуля входного диспергирующего в составе установки -30%;

* максимальная концентрация сероводорода для насосов, г/л (%):

обычного, износостойкого исполнения - 0,01 (0,001)

коррозионно-стойкого, коррозионно-износостойкого исполнения, повышенной коррозионно-износостойкости - 1,25 (0,125)

* максимальная температура откачиваемой жидкости, оС - 150 (при заказе оговаривается отдельно)

* максимальное гидростатическое давление в зоне подвески установки, МПа - 40;

* количество агрессивных компонентов, не более: СО2-0,15 г./л, НСО3-1 г./л, Cl-20 г./л, Ca2+-2 г./л (при применении насосов повышенной

коррозионно-износостойкости, коррозионноизносостойкого, коррозионностойкого исполнения).

УЭЦНК применяют в жидкой среде с содержанием сероводорода в количестве 0,1-1,25 г./л. Механических примесей до 0,1 г/л.

Оборудование установок погружных центробежных электронасосов принято обозначать следующим образом:

УЭЦНМ5-80-1950,

где У - установка; Э - электропривод (от погружного электродвигателя); Ц - центробежный насос; Н - нефтяной; М - модульный; 5 - группа насоса, характеризующая внутренний диаметр обсадной колонны скважины (в данном случае внутренний диаметр обсадной колонны 121,7 мм); 80 - подача насоса, м³/сут, 1950 - напор в метрах водяного столба жидкости.

Номенклатура насосов

Исполнение насоса	Производительность насосов в рабочей зоне, м3/сут.	Напор насосов, min-max, м	Потребляемая мощность насосов, min-max, кВт
ЭЦНАКИ 4-100	75-130	326-3969	6,85-83,58
ЭЦНАКИ 4-20И	12-27	139-3500	1,05-26,49
ЭЦНАКИ 5-15И	10-22,5	163-3552	1,03-22,42
ЭЦНА (К) 5-18	12-30	510-3984	4,01-31,30
ЭЦНАКИ 5-20И	12-25	156-3588	1,18-27,14
ЭЦНАКИ 5А-25	10-50	483-3911	4,98-40,37
ЭЦНАКИ 5А-35И	25-50	706-3931	8,38-46,68
ЭЦНАКИ 5А-50	25-80	507-3935	7,29-56,60
ЭЦНАКИ 5А-80	35-110	536-3993	11,59-86,44
ЭЦНАКИ 5А-80И	60-100	191-3590	3,48-65,28
ЭЦНАКИ 5А-100И	70-130	752-3526	16,14-75,63
ЭЦНАКИ 5А-125	75-175	440-3982	14,88-134,66
ЭЦНАКИ 5А-250	195-320	275-3949	13,72-196,82
ЭЦНА (К) 5А-400	300-440	195-3436	14,89-262,36
ЭЦНАКИ 5А-500	430-570	168-2493	17,67-262,05
ЭЦНАКИ 5А-700М1	600-850	167-2100	22,54-283,55
ЭЦНАКИ 5А-800М1	700-920	148-2059	23,94-332,64
ЭЦНАКИ 5А-700М2	580-850	191-2122	22,69-251,92
ЭЦНАКИ 5А-800М2	650-920	174-2123	23,90-292,35
ЭЦНАК 6-800	550-920	191-2141	28,87-324,01
ЭЦНАКИ 6-800	550-920	184-1979	29,81-321,26
ЭЦНАКИ 6-1000	850-1200	163-2025	30,97-383,87
ЭЦНАКИ 6-1250	1100-1550	147-1872	37,44-478,40

Варианты конструктивного исполнения

Наименование	Условное обозначение	Характеристика
Стандартное исполнение	S (стандарт)	Для нормальных условий эксплуатации. Оснащено двухопорной рабочей ступенью (ДРС) из модифицированного чугуна
Стандартное с повышенной вибростойкостью	SVR (standard/vibrate-resistant)	МС оснащены промежуточными подшипниками
Повышенной коррозионной стойкости	CR (corrosive-resistant)	Общая стойкость в средах с рН от 5 до 8. ДРС из чугуна «нирезист»
Повышенной коррозионной и вибростойкости	CVR (corrosive-vibrate-resistant)	ДРС из чугуна «нирезист», МС с промежуточными подшипниками
Коррозионно-стойкое	CRH (H2S-corrosion resistant)	Стойкость в сероводороде с концентрацией до 1,25 г./л. ДРС из чугуна «нирезист». Валы из сплава «К-монель»
Коррозионно-вибростойкое	CVRH (H2S-corrosion/vibrate - resistant)	Стойкость в сероводороде с концентрацией до 1,25 г./л. ДРС из чугуна «нирезист», МС с промежуточными подшипниками, валы из сплава «К-монель»
С подшипниками повышенной износостойкости	ARB (abrasive-resistant bearing)	ДРС из чугуна «нирезист», МС с износостойкими основными и промежуточными подшипниками и пятой. КВЧ до 0,2 г/л.
Повышенной износостойкости	AR (abrasive-resistant)	ДРС из чугуна «нирезист» с износостойкими осевыми опорами. МС с износостойкими основными и промежуточными подшипниками и пятой. КВЧ до 1 г/л.
Износостойкое	ARH (High abrasive-resistant)	ДРС из материала с высокой коррозионной и износостой- костью, износостойкие опоры ДРС, подшипники и пята. КВЧ до 2 г/л.

4.2 Погружной электродвигатель

Общие сведения

Погружной электрический двигатель (ПЭД) - двигатель, который служит приводом для центробежных насосов, работающих в глубинных скважинах. Погружной электродвигатель является составляющей частью погружного насосного агрегата, в который входят так же насос, сливной и обратные клапаны. Главным условием продолжительной бесперебойной работы погружного электродвигателя является его гидрозащита, поскольку при работе он находится полностью погруженный в среду перекачивания. Жидкость может быть самая различная - от воды, смеси соль-воды до нефти и ее смесей с водой и газами. Таким образом, среда зачастую бывает агрессивная, приводящая к быстрой коррозии. Именно поэтому при производстве погружного электродвигателя гидрозащите уделяется наибольшее внимание.

Двигатели предназначены для привода погружных центробежных насосов УЭЦНМ (АЛНАС), ЭЦНМ (Борец), ВННП (Новомет) для работы в среде пластовой жидкости (смеси нефти и воды в любой пропорции) с температурой не более 900С, содержащей: - механические примеси (с относительной твердостью частиц не более 5 баллов по шкале Мооса) - не более 0,5г/л - содержание сероводорода - для нормального исполнения - не более 0,01г/л; для коррозионного исполнения - не более 1,25г/л - свободный газ по (объему) - не более 55% - гидростатическое давление в зоне эл. двигателя - не более 25 (250) МПа (кг/см2)

Структура условного обозначения погружного электродвигателя

Х ПЭД Х1 Х2 ХХХ Х3 Х4 Х5 В5 где: Х - номер модификации (может отсутствовать) ПЭД - погружной электродвигатель, ПЭДУ - унифицированный Х1-конструктивное исполнение (отсутствие буквы - несекционный, С - секционный) Х2-исполнение стойкости к коррозии (отсутствие буквы - нормальное, К - коррозионностойкое) ХХХ - мощность, (12-140) кВт Х3-диаметр корпуса, (96,103,117,123,130) мм Х4 - шифр модификации гидрозащиты Х5-шифр модернизации гидрозащиты (может отсутствовать) В5 - климатическое исполнение и категория размещения

Номенклатура погружного электродвигателя

Тип электро двигателя	Мощность кВт	Напряжение В	Ток, А	КПД %	Min d Скважин, мм	Кол-во секций	Длина мм,	Масса, кг
ЭД16-96М	16	500	30	79	112	1	3353	177
ЭД22-96М	22	645	31,5	79	112	1	4035	212
ЭД28-96М	28	790	32,5	79	112	1	4722	251
ЭД32-96М	32	790	38	80	112	1	5062	240
ЭД36-96М	36	1000	33	79	112	1	5745	308
ЭД40-96М	40	1150	32,5	79	112	1	6427	346
ЭДС56-96М	56	1560	33,5	79,5	112	2	10620	563
ЭДС63-96М	63	1500	37	80	112	2	10022	467
ЭДС70-96М	70	1920	34	79,5	112	2	13337	671
ЭД22-103М1	22	700	27,5	81	121,7	1	3685	200
ЭД40-103М1	40	1200	30	81,5	121,7	1	5385	300
ЭД56-103М1	56	1600	32	81	121,7	1	6405	358
ЭДС90-103М3	90	1980	40	82	121,7	2	11184	660
ЭДС125-103М3	125	2560	44	81	121,7	2	13938	700
ЭДС150-103М3	150	3900	35,7	80	121,7	2	15310	795
ЭД28-117М	28	900	26	84,5	123,7	1	3640	246
ЭД50-117М	50	1400	28	84,5	123,7	1	5540	389
ЭД80-117М4	80	2000	35	85	123,7	1	7060	507
ЭДС100-117М	100	2000	38,5	85	130	2	9996	689
ЭДС160-117М4	160	2100	65	84	130	2	12227	857
ЭДС300-117М4	300	2880	90	83	130	3	19397	1373

4.3 Гидрозащита погружного электродвигателя

Общие сведения

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса. Существует несколько вариантов гидрозащиты: П, ПД, Г. Гидрозащиту выпускают обычного и коррозионностойкого исполнений. Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 21 г./см, обладающий физико-химическими свойствами с пластовой жидкостью и маслом. Гидрозащита состоит из двух камер сообщенных трубкой. Изменение объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируется перетоком барьерной жидкости из одной камеры в другую. В гидрозащите закрытого типа применяются резиновые диафрагмы. Их эластичность компенсирует изменение объема масла.

Конструктивное исполнение гидрозащит:

Конструкции гидрозащит:

* все типы гидрозащит выполнены в моноблочном исполнении;

* гидрозащита может быть изготовлена с совмещенным входным модулем с приемной сеткой;

* любой тип гидрозащит может быть выполнен в коррозионностойком исполнении (К);

* любой тип гидрозащит может быть выполнен в высокотермостойком исполнении (Т1). Такие

гидрозащиты работоспособны при температуре пластовой жидкости до 170°С;

* применение в гидрозащитах торцовых уплотнений ведущих отечественных и зарубежных фирм;

* оснащение перепускными обратными клапанами, обеспечивающими стравливание избыточного внутреннего давления и удаления свободной газовой фазы из масляной полости ПЭД в процессе работы УЭЦН;

* выполнение валов гидрозащит из нержавеющей стали высокой прочности;

* наличие в конструкции фильтра-холодильника, предназначение которого - фильтрация и

охлаждение масла в районе узла пяты;

* наличие усиленного узла пяты для восприятия осевой нагрузки от насоса.

Условное обозначение

Х Г К Т Х Х М

1. Количество диафрагменных камер;

2. Гидрозащита;

3. Исполнение коррозионностойкости (отсутствует при обычном исполнении)

4. Исполнение нагревостойкости:

- отсутствует при температуре пластовой жидкости до 90°С;

- Т-при температуре пластовой жидкости до 120°С;

- Т1-при температуре пластовой жидкости до 170°С;

5. Габаритная группа (4, 5, 5А, 6,8);

6. Номер разработки;

Г К Х М А Х Л Х Д Х Э

1. Гидрозащита

2. Исполнение коррозионностойкости (отсутствует при обычном исполнении)

3. Исполнение нагревостойкости:

Т - при температуре пластовой жидкости до +120°С,

Т1-при температуре пластовой жидкости до +170°С

4. Модульное исполнение

5. Завод-изготовитель ОАО ?АЛНАС ?

6. Габаритная группа

7. Л - лабиринтная камера

8. Количество диафрагменных камер, соединенных параллельно (образующих единую полость)

При одной диафрагменной камере цифра единица не ставится

9. Д - диафрагменная камера

10. Д - дополнительная диафрагменная камера, соединенная последовательно (образующая отдельную полость, разделенную торцовым уплотнением и клапаном)

11. Эвольвентное соединение валов (при прямобочном шлицевом соединении исполнения буква Э не ставится)

Тип гидрозащиты	Комплектуется с электродвигателем габарита, мм
1Г (К, Т, Т1) 57М	103,117
2Г (К, Т, Т1) 57М	103,117
2Г (К, Т, Т1) 5А7 (Э)	117
2Г (К, Т, Т1) 67 (Э)	130
1Г(Т) 87	180
ТТМА4Л2Д	96
Г (К, Т) МА5ЛДД	103,117
Г (К, Т) МА5АЛД	117
Г (К, Т) МА6Л2ДЭ	130

4.4 Кабель

Подвод электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса осуществляется через кабельную линию, состоящую из питающего кабеля и муфты кабельного ввода для соединения с электродвигателем. В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить: - Кабель марок КПБК или КППБПС - в качестве основного кабеля. - Кабель марки КПБП (плоский) - Муфта кабельного ввода круглая или плоская. Кабель КПБК состоит из медных однопроволочных или многопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой прочности и скрученных между собой, а также подушки и брони. Кабели марок КПБП и КППБПС в общей шланговой оболочке состоят из медных однопроволочных и многопроволочных жил, изолированных полиэтиленом высокой плотности и уложенных в одной плоскости, а так же из общей шланговой оболочке, подушки и брони. Кабели марки КППБПС с отдельно отшлангованными жилами состоят из медных одно-, многопроволочных жил, изолированных в два слоя полиэтилена высокого давления и уложенных в одной плоскости.

Рабочие характеристики

Кабель марки КПБК имеет: Рабочее напряжение, В - 3300 Допустимое давление пластовой жидкости, МПа - 19,6 Допустимый газовый фактор, м/т - 180 Кабель марки КПБП имеет: Рабочее напряжение, В - 2500 Допустимое давление пластовой жидкости, МПа - 19,6 Допустимый газовый фактор, м/т - 180 Кабель марки КПБК и КПБП имеет допустимые температуры окружающей среды от 60 до 45 С воздуха, 90 С - пластовой жидкости.

Кабель КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначен для эксплуатации при температуре окружающей среды до+160^оС.

Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К38 (К46) круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны изолированные жилы плоского кабеля с помощью резинового уплотнителя.

К токопроводящим жилам прикреплены штепсельные наконечники.

Круглый кабель имеет диаметр от 25 до 44 мм. Размер плоского кабеля от 10,1х25,7 до 19,7х52,3 мм. Номинальная строительная длина 850, 1000?1800 м.

Марки и элементы конструкции

Марка кабеля	ГОСТ, ТУ	Макс. рабочая температура, °С	Конструктивные особенности
КПБК	ТУ 16-505.129-82	90	С изоляцией из двух слоев полиэтилена высокой плотности, со скрученными жилами (круглый)
КПБП		90	То же, с параллельно уложенными жилами (плоский)
КПБТ	ТУ 16.К56-025-97	110	С изоляцией из полипропиленовой композиции, со скрученными жилами (круглый)
КПБПТ		110	То же, с параллельно уложенными жилами (плоский)
КЭПБТ		110	То же, что и КПБТ, с эмалевым покрытием жил
КЭПБПТ		110	То же, плоский
КППБКТ	ТУ 16.К13-012-92	120	С изоляцией из слоя облученного полиэтилена и слоя полипропиленовой композиции, круглый
КППБПТ		120	То же, плоский

Число жил, сечение, мм	КПБК	КПБП
	Внешний d, мм	Масса, кг/км	Внешний d, мм	Масса, кг/км
3 х 6	24,2	679,5	10,7 х 26,6	730,1
3 х 10	28,5	907,9	13,5 х 32,7	967,2
3 х 16	30,4	1135,0	14,4 х 35,4	1195,8
3 х 25	33,0	1461,9	15,4 х 39	1524,0
3 х 35	35,2	1805,2	16,6 х 42	1866,5

Технические характеристики

Кабели предназначены для эксплуатации скважинной жидкости, содержащей нефть, а также воду и газ со следующими показателями:
- содержание воды	до 100%
- водородный показатель попутной воды	РН 6,0-8,5
- концентрация сероводорода не более	0,01 г./л
- гидростатическое давление не более	25 МПа
- газовый фактор не более	500м3/м3
Ток утечки при напряжении постоянного тока 18 кВ, пересчитанный на 1 км длины и ^+200С, не более:	1х10-5А
Электрическое сопротивление изоляции, пересчитанное на длину 1 км и 10+200С, составляет не менее	2500 МОм
Раздавливающее усилие кабелей не менее:
- для кабелей с жилами сечением 8 мм2;	98 кН (10 тс)
- для кабелей с жилами остальных сечений.	158 Кн (16 тс)
Кабели стойки к воздействию смены температур при неподвижной прокладке:	от - 600С до +900С
Относительная влажность воздуха (при t0 +35 0С)	98%
Радиус изгиба кабелей при спускоподъемных и перемоточных опе рациях не менее	380 мм
Спуско-подъемные и перемоточные операции с кабелем должны производиться при температуре не ниже (в условиях искусственного обогрева кабеля)	- 400С
Спуск кабеля в скважину и подъем из нее должны производиться плавно со скоростью не более:	0,25 м/с
Средний срок службы кабелей при соблюдении требований к условиям хранения и эксплуатации	5 лет

4.5 Наработка УЭЦН на отказ

Основным параметром, используемого для анализа наработки фонда скважин, оборудованных УЭЦН, является наработка на отказ. По регламенту эксплуатации УЭЦН ТНК-ВР, расчет показателя производиться следующим образом: сумма отработанного количества суток всеми УЭЦН за скользящий год относится к суммарному количеству отказов УЭЦН за скользящий год. Данный параметр является универсальным показателем который наиболее объективно позволяет провести анализ работы фонда УЭЦН.

последующем анализе работы фонда УЭЦН, данный параметр будет являться основным при выявлении причинно следственной связи между проводимыми техническими и технологическими мероприятиями и текущим состоянием работы УЭЦН на ВКЕ.

Распределение наработки на отказ с декабря 2010 года по март 2012. Из него следует что наработка на отказ в течении анализируемого периода увеличилась на девяносто суток. На данную положительную динамику оказали влияние такие факторы как, изменение парка УЭЦН с менее на более надежные. Данные изменения касались всех узлов УЭЦН: ЭЦН, ПЭД, гидрозащита, кабельная линия. Кроме того повлияла интелектуализация системы управления работы УЭЦН, а именно: установка более технологичных станций управлений (позволяющих изменять частоту переменного тока, наиболее оптимальным образом подбирать периодический режим работы) усиление контроля за работой фонда УЭЦН со стороны телемеханики, использование датчиков ТМС для отслеживания в режиме реального времени давления и температуры на приеме ЭЦН. Данные факторы будут более подробно рассмотрены ниже.

На ВКЕ месторождении основными факторами осложняющими эксплуатацию ЭЦН являются: АСПО, коррозия погружного оборудования, солеотложения и низкое давление на приема УЭЦН.

Из графика (4.5.1.) видно что в начале 2012 года произошло снижение наработки на отказ УЭЦН, что объясняется:

• возгоранием ПС-35/6кВ К-32. 4 УЭЦНа, в связи с их высокой текущей наработкой (700 суток) на тот период скважины запустить не удалось по причине «клин»;

• первопричиной отказа 10 скважин послужило отслоения покрытия PolyPlex, вследствии чего на внутренней поверхности НКТ образовались локальные участки без покрытия с благоприятными условиями для отложения АСПО;

• 2 отказа было получено при тестирование системы ЭЦН+пакер, особенности конструкции которой не позволяют проводить профилактические мероприятия (обратная промывка УЭЦН ушедшего в клин, через затрубное пространство).

По стандартам ТНК-ВР преждевременными отказами считаются отказы на УЭЦН отработавшие менее 100 суток. Из рисунка 4.5.2. видно, что в течении исследуемого периода количество преждевременных отказов снизилось с 12%, до 7% и при этом количество отказов УЭЦН проработавших больше года увеличилось с 33%, до 55%.

Основные изменения парка УЭЦН которые привели к положительной динамике наработки на отказ являлись увеличение числа ЭЦН 5 группы с 16-до 25% и полное исключение к 2012 году ЭЦН 1 группы, что позволило безотказно эксплуатировать ЭЦН в более суровых условиях.

Изменения коснулись и парка ТМС: благодаря усилению электротехнической линии УЭЦН увеличилась надежность работы погружных датчиков ТМС, с 205-до 385 скважин (рис. 4.5.4.). 10 УЭЦН без ТМС на конец исследуемого периода обусловлено широким ассортиментом станции управлении и ТМС, что влечет за собой наличие вероятности несоответствия погружного датчика ТМС и наземного оборудования. Данная проблема является следствием отсутствия унифицированного стандартного протокола обмена данных, между датчиком ТМС и станцией управления разных заводов изготовителей.

Динамический уровень понизился с 1563 до 1787 метров из-за смены установок меньшего размера на тип большого размера, неравномерной системы заводнения, интенсивного отбора жидкости и снижения пластового давления, пластовое давление упало с 61 до 45,5 атмосфер (рис. 4.5.5.) На Верхнеколик-Еганском месторождении заглубляют установки в среднем до 2343 м, снижая забойное давления в среднем до 73 атм., что позволяет увеличить приток жидкости из пласта. Снижение давления на приеме УЭЦН в следствии названных выше явлений ведет к увеличению вероятности срыва подачи ЭЦН, увеличению объема свободной газовой фазы, усиление кавитации в рабочих органах ЭЦН, как следствие к перегреву ЭЦН и ПЭД.

В 2011 году основное число преждевременных отказов 48% (53 скважины) происходило по несвязанным с пластовыми условиями причинам (R 0, полет оборудования, не герметичность обсадной колонны, отказ наземного электрооборудования заводские дефекты оборудования и т.д.). 22% (24 скважины) преждевременных отказов происходит из-за твердых отложений солей. Механические примеси являются причиной преждевременных отказов в 18% случаев (20 скважинах). Коррозия оборудования ЭЦН является причиной отказов в 8% (9 скважинах). 4%(4 скважинах) отказов происходит по причине негативного влияния на оборудование АСПО. Дабы справится с проблемой отложения солей, коррозией и АСПО на внутренней поверхности НКТ в ВНГ активно используются НКТ с полимерным покрытием Poly Plex.

Рассмотрим так же динамику распределения преждевременных отказов с наработкой менее года за 1 квартал 2012 года. Отказов произошло по причинам не связанным с пластовыми условиями. Механические примеси привели к отказу 25%(5 скважинах). В 10% (2 скважинах) преждевременный отказ произошел по причине коррозии оборудования. Так же 10% (2 скважины) преждевременно отказали из-за отложения солей. 5%(1 скважина) одверглась влиянию АСПО.

Анализ причин отказа скважин оборудованных ЭЦН.

Рассмотрим основные причины отказов УЭЦН:

1. Неправильный подбор УЭЦН, при котором производительность установки больше притока пластовой жидкости из пласта. В режиме малых подач происходит интенсивный нагрев рабочих органов и корпуса насоса. Возможно плавление изоляции, что приводит к снижению сопротивления изоляционного слоя;

2. Некачественный вывод на режим, при котором нарушается режим охлаждения ПЭД, что влечет за собой перегрев и отказ двигателя;

3. Механическое повреждение кабеля. Чаще всего происходит при спуске УЭЦН в следствии превышения допустимой скорости спуска кабеля;

4. Интенсивное солеотложение при эксплуатации пластовой жидкости. Увеличивается радиальный износ в рабочих органах насоса (износ рабочих колес, направляющих аппаратов, защитных втулок вала и промежуточных радиальных подшипников ЭЦН) и повышении вибрации, а так же засорение приемной сеткии ЭЦН;

5. Повышенное содержание КВЧ неблагоприятно сказывается на работе ЭЦН: забиваются проходные сечения и изнашиваются рабочие органы насоса, что приводит к увеличению уровня вибрации;

6. Некачественный монтаж УЭЦН, нарушение технологии монтажа, которая привела к отказу;

7. Отказы по наземному электрооборудованию;

8. Скрытый дефект в теле кабеля (микротрещины в изоляционном слое необнаруженные при испытании кабеля, но проявившие себя при спуско-подъемных операциях или эксплуатации УЭЦН);

9. Старение изоляции кабеля (снижение электроизоляционных свойств кабеля при эксплуатации из-за работы в условиях повышенной температуры, газосодержания);

10. Экспериментальные работы, проводимые для испытания новых видов оборудования, узлов, новых технологий (ЭЦН+ пакер).

Рассмотрим отказы узлов УЭЦН и их причины

Снижение сопротивления изоляции происходит по следующим причинам:

1. Механическое повреждение изоляции кабеля при спуске УЭЦН, вследствие нарушения скорости спуска установки или наличии в скважине посторонних предметов;

2. Попадание пластовой или продавочной жидкости в полость двигателя (не герметичность торцовых уплотнений ГЗ, нарушения герметичности токоввода или фланцевого соединения двигатель - гидрозащита), вследствие вибрации или попадании атмосферных осадков при монтаже;

3. Перегрев ПЭД (при нарушении режима охлаждения, происходит нагрев, снижение изоляции и замыкание обмотки электродвигателя).

Полеты происходят по следующим причинам:

Данный тип аварии подразделяется на два основных вида:

1) По НКТ;

2) Самопроизвольное расчленение по узлам УЭЦН.

Большое количество «полётов» УЭЦН происходило по расчленению установки, наибольшее число аварий произошло из-за расчленения между верхней и нижней секций насоса. Основной причиной самопроизвольного расчленения является нарушение технологическими службами нефтепромыслов ТУ расположения УЭЦН в скважине по кривизне, Самопроизвольное расчленение также происходит из-за износа рабочих органов УЭЦН и снижением дебита более чем на 50%. Причиной «износа» ЭЦН является: - односторонний износ (кривизна); - воздействие мех. примесей (КВЧ); - работа УЭЦН в экспериментальном режиме (периодическая работа); - неправильный подбор установки (без расчета подбора оборудований и исследований); - сборка отремонтированных узлов УЭЦН с повышенными допусками в деталях из-за отсутствия комплектующих узлов. Причинами «полётов» по НКТ являются: - усталость металла НКТ; - износ резьбы НКТ.

Мероприятия по снижению числа вышеуказанных аварий:

1. Технологической службе ЦИТС усилить контроль за соблюдением ТУ расположения УЭЦН в скважине по кривизне (0,05 0С на 10 м); 2. Не допускать работу установки в левой части диаграммы напорных характеристик. 3. Производить своевременную отбраковку НКТ и ремонт НКТ на заводе в полном объёме.

4. Обеспечить контроль со стороны супервайзерской службы за состоянием НКТ после подъема УЭЦН и перед его спуском.

Солеотложения происходят по причинам:

- высокая обводненность продукции скважины, а так же причины связанные с параметрами добываемой пластовой жидкости как таковой - наличие в ней нерастворенных и растворенных природных минералов, сюда не относятся особенности геологического строения разрабатываемых пластов;

- изменение термобарических условий в скважине в процессе интенсивного отбора жидкости для поддержания проектных темпов разработки месторождения, что приводит к выпадению осадка. Так, смещение рабочей зоны в левую часть гидродинамической характеристики приводит к повышению температуры перекачиваемой жидкости и увеличению кавитационных процессов и, как следствие, - к выпадению солей в осадок;

- к формированию солеобразующих соединений и агрессивной среды приводит смешивание пластовых вод с закачиваемыми водами другого состава;

- особенности и недостатки конструктивного исполнения ГНО, а также с повреждением оборудования, в том числе по причине коррозии.

Методы борьбы с солеотложением:

Существуют физические, технологические и химические методы борьбы с солеотложениями.

ФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

Магнитная обработка. Под действием магнитного поля растворенные соли меняют свою структуру, не осаждаются виде твердых отложений, выносятся как мелко-дисперсные кристаллический «шлам». К преимуществам данного метода относится простота конструкции, к недостаткам - необходимость монтажа подъемного оборудования, необходимость обработки продукции до начала кристаллизации солей, то есть, невозможность применения при солеобразовании в призабойной зоне пласта. Также метод не предотвращает образование солей, и в целом его результаты неоднозначны.

Акустический метод. Принцип действия - специальный акустический излучатель создает колебания, которые предотвращают образование центров кристаллизации, что способствует срыву мелких кристаллов солей с поверхности. К недостаткам можно отнес-

ти сложность конструкции. Кроме того, метод не предотвращает образование солей, а переносит образование солей в продукцию. Результаты и в этом случае также неоднозначны.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ

Первый из указанных технологических методов - это изменение технологических параметров. То есть, изменение забойного давления путем изменения типоразмера ЭЦН и (или) глубины спуска. При этом изменяются термобарические условия. К недостаткам можно отнести то, что применение данного метода возможно только при подземном ремонте на скважине, и в некоторых случаях можно получить снижение добычи нефти при уменьшении производительности УЭЦН.

Метод турбулизации потоков. Механизм действия: сокращение сроков пребывания в скважине перенасыщенных растворов за cчет увеличения скоростей восходящих потоков жидкости ухудшает условия для кристаллизации солей, способствует сокращению зарождающихся микрокристаллов и их прилипанию к поверхности оборудования. Недостатки: эффект нельзя гарантировать, неоднозначный результат.

Следующий технологический метод - это выбор и подготовка агента (воды) в системе ППД. Принцип действия: агент подбирается с учетом совместимости с пластовыми и попутно добываемыми водами. Из закачиваемого агента удаляется солеобразующий ион. Преимущества данного метода - высокая эффективность, сохранение продуктивности скважин благодаря защите от солеотложения с ПЗП и до системы нефтесбора. Недостатки - сложность реализации, необходимость наличия нескольких источников воды для закачки, значительные затраты на подготовку закачиваемого агента и значительные затраты на инфраструктуру для реализации адресной закачки в зависимости от типа воды.

Следующий технологический метод - это ограничение водопритоков скважины, то есть, капитальный ремонт скважин в случае поступления воды вследствие негерметичности эксплуатационной колонны и применение водоизолирующих составов в случае прорыва воды в продуктивном пласте. Недостатки метода сопряжены со значительными затратами и сложностью ег ореализации.

Следующий метод - защитные покрытия и детали из специальных материалов. Принцип действия - использование покрытий рабочих поверхностей, контактирующих с солевыми растворами, веществами, имеющими малую адгезию к солям: стекло, эмаль лаки, полимер и пластики. Преимущество метода состоит в том, что он не усложняет технологию эксплуатации внутрискважинного оборудования. Недостатки - сложность нанесения на поверхности, высокая стоимость и относительная недолговечность и хрупкость покрытий.

ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫне

рная практика пилотный выпуск 13

Применяется целый ряд способов подачи ингибиторов солеотложений, в том числе, в зависимости от объекта.

Если мы говорим про скважину, то возможны следующие варианты: дозирование с помощью устьевого дозатора в затруб дозатором типа УДЭ, дозирование с помощью устьевых дозаторов в заданную точку по капилляру, периодическая закачка в затруб с помощью агрегатов, и применение погружных скважинных контейнеров с реагентом.

Если мы говорим о доставке реагента в пласт, то применяются следующие основные способы: задавка в пласт добывающих скважин, закачка в нагнетательные скважины через систему ППД, введение ингибиторов с проппантом при ГРП, введение ингибиторов с жидкостью гидроразрыва при ГРП, совмещение кислотной обработки с введением ингибитора, и введение ингибитора с жидкостью глушения.

Задавка ингибитора в пласт по технологии Squeeze.

Преимущества этого метода - возможность закачки на пластах с различными фильтрационными свойствами, происходит защита призабойной зоны пласта, задается глубина проникновения.

Следующий метод - это введение ингибитора с жидкостью разрыва при ГРП.

Преимущества данного метода - защита обширной области ПЗП, высокая продолжительность эффекта. Дальнейшая эксплуатация скважин не требует специального оборудования при сокращении времени на КРС.

Недостаток этого метода - повышенные требования к совместимости ингибитора с

агентом ГРП и значительные затраты на ингибиторы.

Применяется также и метод введения ингибитора с проппантом.

Непосредственно на Верхне-Коликеганском месторождении используется реагент АЗОЛ 3010 ингибитор отложений сульфатов и карбонатов.

Реагент Азол 3010 представляет собой композицию аминометиленфосфонатов в водо-метанольном растворе. Азол 3010 предназначен для применения в качестве ингибитора отложений труднорастворимых солей кальция, магния, бария в нефтепромысловом оборудовании при добыче и подготовке нефти, при опреснении морской воды, утилизации высокоминерализованных вод, для ограничения накипеобразования в теплоэнергетических системах, в промышленных охлаждающих системах и в других процессах, где имеется контакт металлической поверхности с водой, содержащей соли. Реагент Азол 3010 действует блокируя активные центры кристаллизации труднорастворимых солей. Азол 3010 эффективно предотвращает образование отложений как карбонатов кальция и магния так и сульфата кальция.

Применение Реагента Азол 3010 осуществляется по методу:

- периодическое введение реагента в призабойную зону пласта скважины;

- постоянная дозировка в затрубное пространство скважины;

- периодическая закачка реагента с устья на рабочее УЭЦН;

- введение АЗОЛА в секции УЭЦН перед спуском в скважину;

- при ремонте скважины капсулированный ингибитор АЗОЛ вводится через жидкость глушения и спускается с ней на забой в течении 10 часов, в следствии данного метода в составе пластовой жидкости ещё пол года присутствуют следы ингибитора;

- продавка в пласт АЗОЛА при проведении кислотной обработки.

При перенасыщении труднорастворимых карбонатов 200 - 250 г./т и сульфатов 550 - 600 г./т, эффективные дозировки реагента Азол 3010 составляют 10 -15 г./т.

А так же на месторождении используется метод профилактической промывки рабочего УЭЦН HCL, при прохождении через ЭЦН кислота растворяет соли.

Причиной выноса мехпримесей является:

1. Обратный вынос проппанта;

2. Неконсолидированный в пласте песок;

3. Подвижные глины.

Методы борьбы с выносом механических примесей:

1). Скважина продолжает добычу жидкости вместе с песком. Допускается вынос определенного количества песка. Экономическое преимущество метода несомненно, т.к. он не требует затрат на капитальный ремонт. Следует однако сравнить возможные затраты за определенный период времени (неизбежные смены насосов) и принять наиболее экономичное решение; 2). Монтаж ЭЦН с пескоотделителем. Пескоотделитель предотвращает попадание абразивных частиц в двигатель ЭЦН и предохраняет его от разрушения. Метод легкий в смысле монтажа и стоимости дополнительного оборудования. Не решает проблему кардинально вследствие забивания пескоотделителя с течением времени. Фирма-изготовитель продолжает работать над совершенствованием отделителей механических примесей; 3). Монтаж насоса - «жертвы». Спуск временного насоса. Как показывает практика, это требует значительного увеличения времени работы бригады на скважине и не гарантирует положительного эффекта; 4). Установка гравийного фильтра в забое скважины. Метод рекомендован как последняя возможность в борьбе с песком вследствие высокой стоимости, а также того, что с течением времени фильтр забивается песком, окалиной, органическими осадками и его проницаемость уменьшается. Следовательно, уменьшается дебит, начинается процесс разрушения призабойной зоны; 5). Сваббирование скважины и создание большой депрессии. Откачивание жидкости на первоначальном этапе с помощью поршня. Метод привлекательный с точки зрения затрат. Время сваббирования трудно прогнозировать; 6). Отработка азотом с использованием комплекса ГНКТ. Основное преимущество этого метода в том, что он может использоваться наряду с уже действующими методами работы на скважине. После промывки забоя азот закачивается через гибкую НКТ на необходимую глубину и в скважине поддерживается депрессия в течение необходимого времени, отработанная жидкость поступает в выкидную линию. Затем проводится окончательная промывка забоя. Продолжительность работ можно прогнозировать. Обеспечивается полный контроль скважины. Сразу после закачивания скважина начинает давать продукцию.

Непосредственно в ОАО «Варьеганнефтегаз» на Верхне-Коликеганском месторождении используется технология отработки ЭЦН в периодическом режиме. Этот метод используется, дабы не допустить попадания на вход в ЭЦН пропанта. Время за которое пластовая жидкость с пропантом достигнет входа в ЭЦН рассчитывается по следующим параметрам: производительность ЭЦН, изменение динамического уровня, глубина спуска ЭЦН.

Процесс заключается в пуске скважины до момента подхода жидкости к входу в ЭЦН, затем скважину отключают и так несколько раз, пока взятые из скважины пробы на мехпримеси не будут в норме, затем скважину переводят на постоянный режим.

Причины образования АСПО:

1) Снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;

2) Интенсивное газовыделение;

3) Уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;

4) Изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов;

5) Состав углеводородов в каждой фазе смеси;

6) Соотношение объема фаз;

7) Состояние поверхности труб.

Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.

Влияние давления на забое и в стволе скважины. В случае, когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из нее парафинов. Равновесное состояние нарушается в пласте, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.

Предупреждение образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов, а также введением в поток добываемой нефти различных ингибиторов.

В настоящее время известно около двадцати различных способов борьбы с отложениями парафина. Каждый из методов борьбы с отложениями парафина требует применения на скважине более или менее сложного оборудования и всевозможных устройств, нуждающихся в повседневном контроле за их работой. Подбор эффективных методов предупреждения и удаления парафиновых отложений обеспечивает продолжительный межремонтный период работы скважин, повышает нефтегазоотдачу и сокращает материальные затраты.

Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, физическими методами, тепловой и химической обработкой продукции скважин.

Методы борьбы с АСПО:

1. Механические методы.

Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся отложений АСПО на НКТ. Для этой цели разработана целая гамма скребков различной конструкции.

По конструкции и принципу действия скребки подразделяют на:

1. Центраторы-депарафинизаторы

2. Скребки - центраторы.

3. Плавающие скребки.

4. «Летающие» скребки.

2. Физические методы.

Методы, относимые к физическим, основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию.

Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб.

Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам. Использование в нефтедобыче магнитных устройств для предотвращения АСПО началось в пятидесятые годы прошлого века, но из-за малой эффективности широкого распространения не получило. Отсутствовали магниты, достаточно долго и стабильно работающие в условиях скважины. В последнее время интерес к использованию магнитного поля для воздействия на АСПО значительно возрос, что связано с появлением на рынке широкого ассортимента высокоэнергетических магнитов на основе редкоземельных материалов. В настоящее время около 30 различных организаций предлагает магнитные депарафинизаторы.

3. Химические методы борьбы.

Химические методы базируются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы.

Химические реагенты подразделяются на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы:

Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. К ним относятся полиакриламид (ПАА), кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных ПАВ.

Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения. Такими свойствами обладают атактический пропилен с молекулярной массой 2000-3000, - низкомолекулярный полиизобутилен с молекулярной массой 8000-12000, алифатические сополимеры, сополимеры этилена и сложного эфира с двойной связью, тройной сополимер этилена с винилацетатом и винилпиролидоном, полимер с молекулярной массой 2500-3000.

Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению. К известным депрессаторам относятся «Парафлоу АзНИИ», алкилфенол ИПХ-9, «Дорад-1А», ВЭО-504 ТюмИИ, «Азолят-7».

Диспергаторы - химические реагенты, обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которая уносится потоком нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. К ним относятся соли металлов, соли высших синтетических жирных кислот, силикатно-сульфанольные растворы, сульфатированный щелочной лигнин [3]. Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с:

· процессом разрушения устойчивых нефтяных эмульсий;

· защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии;

· защитой от солеотложений;

· процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока.

Разработан достаточно широкий ассортимент химических реагентов для борьбы с АСПО. В настоящее время применяются следующие марки реагентов:

· бутилбензольная фракция (бутиленбензол, изопропилбензол, полиалкилбензолы).

· толуольная фракция (толуол, изопентан, н-пентан, изопрен);

· СНПХ-7 р-1 - смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения, а также ароматических углеводородов;

· СНПХ-7 р-2 - углеводородная композиция, состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановой фракции;

· ХПП-003, 004, 007;

· МЛ-72 - смесь синтетических ПАВ;