Физические методы борьбы с парафином

К физическим методам относятся:

а) магнитный;

б) акустический;

в) гидродинамический. Магнитный метод базируется на создании магнитного поля в потоке жидкости и образовании центров кристаллизации по всему объему нефтяного потока, что способствует более интенсивному выносу парафина.

Имеются конструкции, представляющие собой магнитные цилиндры, опускаемые в НКТ на проволоке.

Гидродинамические технологии предполагают создание в потоке жидкости ультразвуковых колебаний, которые препятствуют адгезии кристаллов парафина друг к другу и к металлу труб.

специальные покрытия поверхности труб.Для борьбы с отложениями парафина в лифтовых колоннах скважин наиболее широко используются защитные покрытия, в качестве которых применяют полярные (гидрофильные) материалы с диэлектрической проницаемостью 5—8 ед., обладающие низкой адгезией к парафину и имеющие гладкую поверхность. Известно несколько защитных материалов.

Бакелитовый лак относится к материалам полярной группы. Обладает низкой адгезией к парафину. Слабо сцепляется с поверхностью металла, хрупок

Эпоксидные смолы являются слабо полярными материалами, обладают высокой адгезией к металлу и менее низкой сопротивляемостью парафинизации. Для получения прочных пленок в эпоксидные смолы добавляют отвердители. Бакелито-эпоксидные композиции представляют собой смесь этих веществ в соотношении 1:1 или 3:7. Затвердевание компонентов происходит за счет бакелитового лака, что исключает необходимость применения токсичных отвердителей. Перед нанесением защитного покрытия внутренняя поверхность труб тщательно очищается от окалины, ржавчины, загрязнений металлическим песком с помощью пескоструйной и дробеструйной очистки и обезжиривается растворителями.

Стекло из известных материалов имеет наименьшую сцепляемость с парафином и пригодно для использования в любых встречающихся на практике средах. Наиболее эффективны легкоплавкие стекла марки С-89, имеющие температурный коэффициент линейного расширения, близкий к коэффициенту расширения металла.

Стеклоэмали, как и стекло, являются полярными материалами обладают высокой адгезией к стали и низкой сцепляемостью с парафинами (за исключением случаев, когда поверхность эмалевого покрытия пориста). Полиэтилен является продуктом полимеризации этилена. Он обладает высокой морозостойкостью (-70°С), химической устойчивостью в растворах щелочей, солей, кислот (в том числе плавиновой) и водостойкостью. Применяется в покрытиях внутренней поверхности трубопроводов для комплексной защиты (парафин, соли, коррозия). В. П. Тронов доказал, что лучшим из методов предупреждения парафиноотложний является применение защитных покрытий с высокой степенью гладкости и поляризации, а лучшими из покрытий являются стеклообразные (стекло, стекло-эмали) материалы.

Особенности эксплуатации скважин, работа которых осложнена АСПО.

Под парафинообразованием понимают, выпадение из нефти и отложение на обсадной колонне, насосно-компрессорных трубах и оборудовании асфальто-смолистых парафиновых соединений (АСПО): последние при температуре выше 40 °С и давлении более давления насыщения находятся в нефти в растворенном состоянии. При движении из пласта в скважину меняются термодинамические условия, и АСПО выделяются из нефти. Обладая определенной адгезией, они накапливаются на шероховатой поверхности металлического оборудования. АСПО включают в себя парафины метанового ряда от С₁₆Н₃₄ до С₆₄Н₁₃₀, а также асфальто-смолистые соединения, силикагелевые смолы, воду, механические примеси. Содержание парафина в АСПО изменяется от 20 до 70% массовых, асфальто-смослистых - от 20 до 40%. Следует сказать, что содержание компонентов зависит от химического состава нефти.

Основные свойства парафина: . температура начала кристаллизации 15-35 °С, плотность 865-940 кг/м³ в твердом состоянии (в расплавленном от 700 до 790 кг/м³), растворимость ^в органических соединениях - хорошая, высокая стойкость к кислотам - серной, соляной, азотной и щелочам, легко окисляется воздухом. Факторами, влияющими на интенсивность выпадения парафина из нефти являются: а) снижение давления; б) снижение температуры; в) изменение скорости движения газожидкостной смеси и ее отдельных компонентов; г) состав углеводородов в каждой из фаз смеси; д) соотношение объемов фаз; е) электрокинетические явления, вызывающие электризацию стенок трубы и кристаллов парафина. В настоящее время из-за многолетней закачки в продуктивные пласты с целью ППД огромных масс холодной воды происходит их охлаждение, а значит и снижение температуры пластовой жидкости. Это ведет к опасности парафинообразования непосредственно в пласте со всеми вытекающими отсюда последствиями.

Геолого-физические условия нефтяных месторождений, эксплуатация которых сопровождается процессом отложений АСПВ веществ в добывающих скважинах, нефтепромысловом оборудовании и коммуникациях, весьма разнообразны. Глубина (и температура) залегания продуктивных горизонтов во многом определяет интервал выпадения АСПО в скважине, скорость осаждения АСПВ (веществ) на глубинном оборудовании. При интенсивной добыче нефти, отсутствии закачки воды в пласт с целью поддержания пластового давления текущее пластовое давление может понизиться до величины давления насыщения нефти газом, что вызовет увеличение газового фактора, усиленное разгазирование нефти и ее охлаждение и, как следствие, интенсиф-цию процесса парафиноотлож-ия. Механизм формир-ия АСПО состоит в возникновении и росте кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности, а затем на образовавшейся соло-парафиновой подкладке. На первой стадии образования АСПО происходит зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов, на второй стадии — осаждение мелких кристаллов на поверхности оборудования, на третьей — осаждение на парафинированную поверхность более крупных кристаллов. При этом асфальтены выпадают и образуют плотный и прочный осадок, в то время как смолы только усиливают действие асфальтенов При снижении температуры нефти до величины температуры насыщения нефти парафином и менее начинается процесс формирования микрокристаллов АСПО. Если температура насыщения нефти парафином близка к пластовой температуре, то создаются условия для АСПО в призабойной зоне пласта и нижней части ствола скважины. Таким образом, температура насыщения нефти парафином определяет глубину начала кристаллизации АСПО в скважине, интервал осадкообразования и др.

Интенсивность образования осадков в нефтепромысловом оборудовании, расположенном на поверхности, во многом зависит от состава АСПО.

Процесс АСПО значительно ускоряется в простаивающих скважинах. Его интенсивность в значительной степени зависит от продолжительности простоя скважины, естественных геотермических условий и теплофизических характеристик геологического разреза, присутствия цементного камня в за-колонном пространстве скважин, толщины стенок, ее глубинного оборудования, заполняющих скважину и ее затрубное пространство жидкостей и газов. Возникновение отложений АСПВ на стенках глубинного оборудования в работающих и простаивающих скважинах зависит от материала глубинного оборудования и состояния его внутренних поверхностей. Эти факторы во многом определяют расположение зон АСПО, скорость отложения осадков, их толщину, конфигурацию, форму, структуру, плотность и др. Чем более гидрофобизирована поверхность оборудования и чем больше степень ее шероховатости, тем интенсивнее парафи-ноотложение при прочих равных условиях. Выбор метода удаления АСПО тесно связан с составом АСПО и температурой их плавления. При наличии в составе осадков значительного количества парафиновых углеводородов с высокой температурой плавления (церезинов) применение тепловых методов удаления осадков нецелесообразно. Лучшие результаты обеспечивает использование углеводородных растворителей и их композиций.

Незначительная толщина пласта, его низкая проницаемость, большое количество глинистого материала приводят к потерям химреагента, вследствие чего закачка ингибитора в призабойную зону пласта может быть нецелесообразной. Для низкодебитных скважин наиболее эффективны химические методы борьбы с АСПО, для среднедебитных — механические и тепловые способы, высокодебитных —• защитные покрытия.

Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться привоздействии тепла и выноситься потоком жидкости. Среди тепловых методов известны:

а) подача в скважину теплоносителей - пара и жидкости;

б) помещение теплоисточника в ствол скважины или на забой - электронагреватели, химические термогенераторы.

а)подача пара в скважину вызывает его конденсацию и охлаждение, поэтому уже на глубине 200-300 м температура жидкости становится ниже температуры плавления парафина;

б)целесообразно использовать ППУА для очистки устьевой арматуры, манифольдов и выкидных трубопроводов, а также поднятого из скважины оборудования и труб;

в) с целью повышения производительности пропарочных работ трубы и штанги рекомендуется очищать, поместив их в специальную камеру.

Электронагрев-один из способов тепловой обработки, состоящий в размещении источника тепла непосредственно в зоне воздействия, и обладающий наибольшей эффективностью: в этом случае удается избежать потерь тепла.

Время электропрогрева пласта может продолжаться сутки и более. В процессе обработки электронагреватель висит на кабель - тросе, укрепленном на устье в зажимном устройстве, а подъемник может использоваться для спуска ТЭН в другие скважины. Автотрансформатор служит для компенсации потерь электроэнергии в кабель - тросе.

УЭС-1500 создает температуру в зоне установки нагревателя до 100 °С. Мощность опускаемых нагревателей достигает 50кВг. Могут применяться и нагреватели, монтируемые в скважине одновременно с насосом (чаще штанговым).

Механические способы борьбы с парафином относятся к наиболее ранним, а вследствие простоты и доступности осуществления применяются и в настоящее время.

В 1948 г. в «Туймазанефти» появились фигурные скребки (рис.3.11), которые крепились к штангам и перемещались вместе с ними. Количество устанавливаемых скребков определялось длиной хода полированного штока и составляло более 500 штук.Скребки позволили увеличить межремонтный период работы скважины до 3-5 месяцев.Но выявились и негативные стороны их применения:

а) скребки утяжеляли колонну на 700-1000 кг; 6)требовалась тщательная центровка колонны штанг после установки. В 1950 году начали применяться пластинчатые скребки и штанговращатели. Поворот колонны штанг со скребками при движении вниз на один шаг позволяет получать на НКТ очищенную винтовую поверхность от каждого скребка, которые суммируются при каждом очередном повороте колонны, и образуют часть очищенной трубы.

В последние годы получили применение скребки-центраторы , выполненные из пластика и монтируемые на штангах с помощью специальных термо-пластавтоматов. На поверхностискребка выполняются вертикальные или спиральные каналы для прохода жидкости. Применение НКТ с покрытиями в таких скважинах повышает эффективность их эксплуатации. Однако при ходе вниз колонны штанг со скребками-центраторами образуется турбинный эффект, который поворачивает штанги в обратную сторону, раскручивая их. Это приводит к дополнительным ремонтам и вынуждает применять штанговращатели.

Химические методыполучили широкое развитие в последние годы, когда были созданы химические реагенты, активно воздействующие на парафин - ингибиторы парафинообразования. Среди них можно выделить несколько классов:

1)смачиватели создают на оборудовании защитную гидрофильную пленку, препятствующую прилипанию кристаллов парафина;

2)диспергаторы стимулируют взвешенное состояние кристаллов;

3)модификаторы взаимодействуют с кристаллами парафина и диспергируют их.

В настоящее время вследствие высокой стоимости химреагентов проблема не в их приобретении, а в экономном использовании. Поэтому на первый план выдвигается разработка наиболее эффективных способов доставки реагентов в скважину. На практике получили применение три способа подачи реагента:

а)залповый - разовая закачка большого объема химреагента в пласт через определенные интервалы времени;

б)затрубный - дозирование в затрубное пространство устьевыми дозаторами;

в)скважинный глубинный - дозирование к приему насоса скважинными дозаторами.

Залповый способ неэкономичен, так как реагент выносится вместе с жидкостью и используется (по результатам исследований) на 20-30%. Учитывая высокую стоимость химических реагентов, особенно импортных, повсеместное применение этого способа вряд ли можно считать оправданным.

При дозировании в затрубное пространство реагент, проходя слой эмульгированной нефти, к приему насосов или башмаку труб поступает лишенным активности. С целью достижения эффекта приходится намеренно увеличивать дозу реагента, что также снижает экономичность дозатора.

Следует иметь в виду еще один фактор: многие реагенты при снижении температуры окружающей среды увеличивают вязкость, а в зимнее время - замерзают. Это затрудняет операции с ними.

Скважинное или глубинное дозирование-способ подачи химреагента непосредственно на прием насоса. Для этой цели используют несколько конструкций скважинных дозаторов.

Скважинные дозаторы монтируют на приеме насосов и подают реагент непосредственно в область приема. Таким образом, реагент имеет высокую температуру, что усиливает его активность и немедленную реакцию. Разработаны конструкции, позволяющие осуществлять регулирование дозы и синхронную работу с насосом.

Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 610; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 14 15 16 17 18 19 20 212223 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!