Об этом сообщила пресс-служба вуза.
Проблема АСПО
Осложнения при эксплуатации нефтяных скважин, связанные с выпадением асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), приводят к проблемам с добычей нефти на большинстве месторождений. Накопление АСПО приводит к снижению дебита скважин и эффективности работы установок погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН), а также к уменьшению межремонтного периода скважин.При подъеме нефти в скважине парафины кристаллизуются, образуя на стенках труб воскообразную корку. Соли выпадают в осадок, способствуя образованию пробок в стволе скважины. Твёрдые высокомолекулярные компоненты нефти (асфальтены), также кристаллизируются, оседая на стенках скважин. Сужение диаметра труб и оседание на оборудовании и трубопроводах существенно снижает параметры работы системы.
Технология синхронизации подачи реагента с работой УЭЦН
Новая технология решает одну из проблем существующих методов борьбы с АСПО - отсутствие согласованности между дозатором химикатов и скважинным насосом. Это приводит к перерасходу реагентов во время простоев и их недостатку в периоды активной добычи, что снижает эффективность профилактики.Устройство представляет собой цилиндрический модуль, размещаемый в скважине. Функциональные узлы модуля:
- верхняя часть содержит дозировочный насос и редуктор, который передает вращение от погружного электродвигателя дозировочному насосу;
- нижняя часть служит резервуаром для химического реагента;
- привод модуля - погружной электродвигатель, который также является приводом для УЭЦН, что обеспечивает стабильную и одновременную работу.
При запуске насосной установки начинается одновременное извлечение скважинной жидкости и подача в нее химических реагентов, а при выключении – извлечение жидкости и подача реагентов прекращается.
Как пояснил ассистент кафедры горной электромеханики ПНИПУ В. Картавцев, жидкий реагент изолирован от добываемой жидкости в специальном эластичном резервуаре. Это исключает его смешивание со скважинной жидкостью и утечки в периоды простоя оборудования.
По словам доцента той же кафедры, кандидата технических наук В. Зверева, в резервуар встроен предохранительный клапан. Он защищает конструкцию от деформации в аварийной ситуации, например, при неожиданном окончании реагента во время работы насоса, впуская скважинную жидкость и сохраняя целостность емкости.
Новая технология позволяет увеличить время поддержания эффективной концентрации реагента в 2-3 раза по сравнению с серийными дозаторами на жидком реагенте. При этом расход химикатов сокращается на 15-30% относительно аналогов с капсулированным ингибитором.
Решение позволяет вести непрерывную профилактику образования пробок без технологических остановок скважины, необходимых для механической очистки или промывки горячими агентами.
Исследование выполнено в рамках программы стратегического академического лидерства «Приоритет-2030». Разработка направлена на поддержание бесперебойной добычи нефти в России.
Автор: А. Шевченко
