ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ ИНГИБИТОРОВ

В НПО Союзнефтепромхим (теперь НЕФТЕПРОМХИМ) совместно с институтами отрасли проведены опытно-промышленные испытания ингибиторов парафиноотложений типа СНПХ-7000 в различных производственных объединениях, в частности: ингибитор марки СНПХ-7212 испытан в ПО Нижневартовскнефтегаз, в ПО Красноленинскнефтегаз на Талинском месторождении. Ингибиторы марки СНПХ-7214 ПБ. СНПХ-7214Р испытаны в ПО Варьеганнефтегаз на Северо-Варьеганском, Варьеганском месторождениях, ингибитор СНПХ-7215 в ПО Пермнефть на Полазненском месторождении, в ПО Татнефть на Ромашкинском месторождении. Ингибитор СНПХ-7401 в ПО Пермнефть на Баклановском месторождении, в ПО Коминефть на Усинском, Возейском месторождениях, в ПО Нижневартовскнефтегаз на Самотлорском месторождении. Ингибитор марки СНПХ-7400 в ПО Пермнефть на Гожано-Шугуртском месторождении.

Технологическая эффективность различных марок ингибиторов применительно к конкретным месторождениям достигается при дозировке их в нефть в расчете 50-200 г на 1 т нефти. При этом происходит диспергирование и отмыв асфальтосмолопарафиновых составляющих в потоке нефти, что препятствует отложению парафина в нефтепромысловом оборудовании. Место ввода ингибитора определяется температурой осаждения (или начала кристаллизации парафина) асфальтосмолопарафиновых составляющих в нефти и изменяется для различных парафиноотложений от 10-30 °С.       

Технологическая схема подачи ингибитора определяется способом эксплуатации скважин. Подача ингибитора или обработка нефтепромыслового   оборудования   осуществляется   непрерывно   или периодически.

Так, испытания ингибитора в ПО Мангышлакнефть на 15 скважинах Узеньского месторождения с дебитом 2-50 т/сут путем периодической подачи реагента в нефть через затрубное пространстсво в количестве 2,5-5,0 л/сут в расчете на 1 скважину позволили увеличить   межочистной   период   работы   скважин   без профилактических обработок в 2,7-8,0 раз.

Испытания ингибиторов СНПХ-7215 в ПО Коминефть, Пермнефть и Татнефть показали увеличение межочистного периода работы на Западно-Тэбукском, Ольховском и Ромашкинском месторождениях в 2-3,7 раза, ингибитора СНПХ-7401, СНПХ-7410 в ПО Мангышлакнефть и Пермнефть на Баклановском и Гожанском месторождениях — в 2,4-2,8 раза. Аналогичные промысловые результаты испытаний показали:

• ингибитор СНПХ-7212 на Жанажольском месторождении ПО Актюбинскнефть, Самотлорском месторождении ПО Нижневартовскнефтегаз, Вынгапурском месторождении ПО Ноябрьскнефтегаз, Талинском месторождении ПО Красноленинскнефтегаз;
• ингибиторы СНПХ-7214ПБ, СНПХ-7214Р на Варьеганском и Северо-Варьеганском месторождениях ПО Варьеганнефтегаз.

Технологическая эффективность ингибитора типа СНПХ-7000 для Северо-Варьеганского, Жетыбайского, Чутырского, Киенгопского, Возейского месторождений выше, чем XT-48, XT-54, а на других месторождениях не уступает известным зарубежным ингибиторам.

Высокую эффективность показало применение ингибиторов для предупреждения отложений парафина в нефтесборной системе. Играя одновременно и роль деэмульгаторов, они способствуют внутритрубной деэмульсации нефти, снижают потери давления в системе сбора. Концентрация реагентов от 20 до 200 мг/л в зависимости от конкретных условий. Реагенты для этих целей подаются, чаще всего, в чистом виде. На ГЗУ или на периферийных скважинах устанавливаются дозировочные насосы для подачи химреагентов в нефтесборный коллектор или в выкидную линию. Подачу реагентов производят через форсунки или через обратный клапан, который устанавливается непосредственно на трубопроводе. Расход реагента в зависимости от типа реагента, свойств нефти и пластовой воды подбирается опытным путем. Для подавляющего большинства месторождений расход многофункционального реагента (снижение вязкости, предупреждение асфальтосмолистых и парафиновых отложений) для нефтесборной системы составляет 20-60 г/т нефти.