Методы предотвращения парафинообразования

Предупреждение любого осложнения в скважине требует меньше затрат, чем ликвидация результатов возникшего осложнения. Это целиком относится и к парафинообразованию.

Применение насосно компрессорных труб с покрытиями

Отложения парафина возрастают с увеличением шероховатости поверхности, чем выше шероховатость поверхности, тем интенсивнее парафинообразование.

Трубы с покрытиями в скважинах, эксплуатируемых УШСН, получили ограниченное применение. Это объясняется весьма напряженными условиями работы, которые выражаются в следующем:

а) вследствие механического контакта колонны штанг с трубами покрытие истирается;

б) при возвратно-поступательном движении штанг возникают знакопеременные нагрузки на НКТ, которые вызывают разрушение покрытия.

Положение не улучшает и применение центраторов различной конструкции.

Химические методы

Наиболее широко используемое в настоящее время направление по предотвращению образования асфальто-смоло-парафиновых отложений базируется на исследованиях, в результате которых было установлено: дозирование в нефть или нефтяную эмульсию химических соединений, обладающие определенными свойствами, уменьшает, а иногда и полностью предотвращает образование отложений.

В основе действия реагентов ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие па границе раздела между жидкой фазой и твердой поверхностью.

По этому признаку ингибиторы подразделяются на: смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы.

Механизм действия смачивающих агентов сводится к образованию на поверхности металла труб гидрофильной пленки, препятствующей адгезии кристаллов парафина к трубам и создающее условия для их выноса потоком жидкости. Условием эффективного применения агентов этой группы является отсутствие каких-либо отложений на трубах перед использованием ингибиторов.

Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, ослабляя процесс укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения.

Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции их молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению.

Диспергаторы – это химические реагенты, обеспечивающие повышение теплопроводности нефти и, следовательно, замедляющие процессы кристаллизации парафина. В результате время пребывания парафина во взвешенном состоянии в потоке и вероятность его подъема потоком жидкости увеличиваются. Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с:

а) процессом разрушения устойчивых нефтяных эмульсий;

б) защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии;

в) защитой от солеотложений.

Объем применения химических методов в настоящее время значителен по причине простоты их осуществления и технологической эффективности. Что касается экономической эффективности, то этот вопрос должен решаться индивидуально для каждого применяемого химреагента и выбранной технологии его подачи в скважину.

Рассмотрим применяемые технологии подачи ингибиторов в скважины, эксплуатируемые УСШН, это:

а) периодическая подача;

б) подача в затрубное пространство устьевыми дозаторами.

Периодический способ предполагает разовую " задавку" в пласт определенного объема раствора насосным агрегатом через затрубное пространство скважины или НКТ без подъема оборудования. Такой способ прост, технологичен, однако, весьма дорог, так как непродолжителен по сроку действия. По данным работы, в первое время после задавки выносится вместе с добываемой жидкостью основное количество ингибитора.

Дозированная подача в затрубное пространство может осуществляться как автономными дозировочными насосами, так и насосами с приводом от станка-качалки (но она не получила широко распространения).

Исследования показали, что наиболее эффективным является способ подачи химреагента непосредственно на прием насоса.

Для этой цели созданы скважинные дозаторы различной конструкции и принципа действия.

В НПО " Нефтепромхим" разработан скважинный дозатор ДГ-02/25, работа которого осуществляется за счет деформации насосно-компрессорных труб при действии штангового насоса.

Для этой цели дозатор (рисунок 2.6) снабжен фонарем 1, опирающимся на обсадную колонну и связанным с перемещающейся втулкой 2, имеющей

выступы. Последние при деформации НКТ воздействуют на водило 3, которое сообщает плунжеру 16 возвратно-поступательное движение. При этом осуществляется всасывание и нагнетание химреагента из контейнера 14 в область приема ШГН.

Рисунок 2.6 - Глубинный дозатор ДГ-02/25:

1 - фонарь; 2 — втулка; 3 — водило; 4 -ось; 5 ^_ цилиндр; 6 - нагнетательный клапан; 7 — корпус; 8 - НКТ; 9 -штанги; 10 - насос; 11 — обсадная колонна; 12 - фильтр; 13 - разделительный поршень; 14 -контейнер;

15 - всасывающий клапан; 16 - плунжер дозатора; 17 - выступы; 18 — ролик;

19 — регулиро­вочный винт.

Проведенный анализ показал, что многие из дозаторов известных типов не отвечают главным условиям их применения в скважинах — простоте, надежности и экономичности.

Так, основным недостатком дозаторов, работающих за счет деформации насосно-компрессорных труб, являются сложность конструкции, необходимость посадки корпуса дозатора с помощью якоря, что само по себе является трудоемкой операцией. При этом не исключаются повреждение обсадной колонны и заклинивание дозатора вместе с насосом.

Дозаторы гидростатического типа дозируют реагент независимо от работы насоса, т.е. непрерывно, что делает неэкономичным их применение, особенно в периодически работающих скважинах.

Дозаторы так называемого эжекторного типа труднорегулируемы.

На нефтяных месторождениях Башкортостана и Татарстана в последние годы внедряются скважинные дозаторы новой конструкции, совмещенные со штанговым насосом вставного и невставного типов. Схема дозатора для невставного насоса приведена на рисунке 2.7.

Рисунок 2.7 - Установка для добычи и внутрискважинной обработки нефти:

1 - насос; 2 - тарельчатый клапан; 3 - плунжер; 4 - фильтр; 5 - нагнетательный клапан; 6- всасывающий клапан; 7 - корпус; 8 — контейнер; 9 – разделительный поршень; 10 - обратный клапан; 11 - заливная пробка; 12 - накопительная камера; 13 - переводник; 14 – цилиндр.

Дозатор состоит из дозирующего узла и контейнера. Дозирующий узел включает в себя плунжер 3, клапаны – всасывающий 6 и нагнетательный 5, накопительную камеру 12 и фильтр 4.

Контейнер 8 представляет собой колонну насосно-компрессорных труб, количество которых определяется расчетным объемом химреагента. Последняя снизу труба снабжается заглушкой с обратным клапаном 10, а выше нее устанавливается разделительный поршень.

Дозатор выполняется в виде автономного модуля и присоединяется к цилиндру трубного штангового насоса.

Конструктивной особенностью описываемого дозатора, отличающей его от известных, является совмещение всасывающего клапана насоса с дозирующим узлом дозатора. Это обеспечивает его синхронную работу с насосом и дозировку реагента только при работе последнего.

Для этой цели была изменена конструкция всасывающего клапана насоса: вместо шара была применена тарелка со штоком, который выполняет функцию плунжера дозирующего узла.

Принцип работы дозатора:

В период всасывания тарельчатый клапан 2 поднимается и жидкость через фильтр 4 поступает в цилиндр насоса. При этом перемещается жестко связанный с тарелкой шток-плунжер 3, создавая разрежение в накопительной камере 12, под действием которого открывается всасывающий клапан 6 дозирующего узла, впуская в накопительную камеру порцию реагента.

В период нагнетания (ход плунжера насоса вниз) клапан 2 закрывается, шток-плунжер 3 опускается, вытесняя заполнив­ший камеру 12 реагент через нагнетательный клапан 5 на прием насоса.

Длина хода тарельчатого клапана регулируется набором шайб, устанавливаемых под его седлом.

В процессе эксплуатации скважинная жидкость поступает в контейнер через обратный клапан, и воздействуя на разделительный поршень 9, оттесняет химреагента к всасывающему клапану 6. Этим обеспечивается постоянная и равномерная дозировка химреагента.

Использование дозирующего узла только в период работы насоса делает дозатор весьма экономичным и увеличивает межремонтный период его эксплуатации.

Результаты внедрения дозатора показали: в скв. 747 он работал без подъема 655 сут, в скв. 1815 — 530 сут. Причем в скв. 747 до спуска дозатора были проведены три ремонта, а после спуска — ни одного, по скв. 1815 до спуска дозатора — один ремонт, после спуска — ни одного.

Увеличились и коэффициенты подачи насосов: по скв. 747 от 0, 48 до 0, 76, по скв. 1815 - от 0, 13 до 0, 72.

Внедрение магнитов

Среди средств предотвращения АСПО наиболее перспективными представляются магнитные на постоянных магнитах, как не требующие затрат на свою работу ни электроэнергии, ни химреагентов, ни привлечения дополнительного персонала для обслуживания скважин.

Рассмотрим магнитный депарафинизатор " ENERCAT", поставленной фирмой " Hornbeam Oilfield Services Inc" (Канада) на предприятиях нефтегазовой промышленности России, включая СУТОРМИНСКНЕФТЬ.

ENERCAT - это погружной инструмент, используемый для предотвращения и удаления парафина и асфальтенов при нефтедобыче. Он может быть установлен в любой скважине, состыковываясь с колонной насосно-компрессорной трубы (НКТ) с помощью резьбового соединения (рисунок 2.8).

Рисунок 2.8 - Прибор " ENERCAT" в разрезе:

А. Внутренний корпус. Металлическая, в коррозионно-стойком исполнении (устойчивом к серо - водородной коррозии), укороченная насосно-компрессорная труба, на концах имеющая резьбовые соединения, которые встраиваются в действующие конструкции насосно компрессорных труб.

В. Наружный кожух. Металлический наружный кожух приваривается к внутреннему корпусу депарафинизатора и служит для поддержки внутреннего наполнителя.

С. Наполнители. Наполнитель состоит из кристаллов кварца, соединенных с частицами полудрагоценных металлов, залитых алюминиевым сплавом.