Особенности применения методов предупреждения образования и борьбы АСПО и парафина при эксплуатации УСШН

Парафинообразование в скважинах, оборудованных штанговыми насосами, имеет некоторые особенности. Они заключаются в следующем:

а) в области приема ШГН происходит снижение давления и начинается интенсивное газоотделение, которое сопровождается выпадением парафина;

б) парафин откладывается на фильтре насоса, уменьшая его полезное сечение, а, значит, ухудшая поступление жидкости в насос и снижая его подачу;

в) парафин прилипает к седлам и клапанам, ухудшая герметичность этой пары, что приводит к утечкам части жидкости из цилиндра;

г) парафин откладывается в зазоре между цилиндром и плунжером, приводя к заклиниванию плунжера;

д) парафин осаждается на штангах, увеличивая их массу и значение сил гидравлического сопротивления при их перемещении;

е) парафин откладывается на внутренней полости НКТ, уменьшая свободное сечение для движения добываемой жидкости, что увеличивает нагрузку на головку балансира и штанги – что приводит к увеличению количества обрывов штанг в процессе работы насоса.

Масса колонны штанг с отложившимся на ней парафином увеличивается в среднем на 600 кг, а количество отказов насоса, связанных с заклиниванием плунжера в цилиндре из-за парафина, достигает 72 % общего числа отказов насоса.

Таким образом, борьба с парафиноотложением в скважинах с ШГН требует новых технологических и технических решений.

Сегодня, как и много десятилетий тому назад, в арсенале нефтяников преобладают следующие методы: тепловые, физические, химические, механические и применение покрытий.

На отдельных месторождениях в качестве экспериментальных проводятся работы по применению вибрационных и магнитных способов.

Таблица 2.1 – Борьба с отложением парафина и АСПО

Термические методы

Тепловые методы основаны на свойствах парафина плавиться при температурах выше 50°С и, стекая с нагретой поверхности, освобождать ее.

Воздействие высокой температуры требует применения специального источника тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений или вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины.

Среди тепловых методов, применяемых в скважинах, эксплуатируемых ШГН, в настоящее время преобладают:

а) промывка скважин горячей нефтью;

б) пропарка оборудования перегретым паром;

в) использование электрических нагревателей.

Наиболее распространённым способом борьбы с АСПО и парафином, является периодическая промывка скважин горячей нефтью. Данная промывка представляет собой закачку в затрубное пространство скважины подогретой нефти (до 110 ^oC в зависимости от способа эксплуатации скважины) агрегатом АДП. При этом горячая нефть нагревает НКТ, а восходящий поток растворяет и выносит отложения. Наиболее эффективен метод проведение горячей промывки одновременно с работой штангового насоса, что повышает эффективность отмыва отложений за счет интенсификации воздействия прокачиваемой жидкости на элементы оборудования и лучшего выноса парафина из скважины.

С целью лучшей очистки труб и оборудования в теплоноситель добавляют химические реагенты.

Пропарка перегретым паром преимущественно используется для очистки приустьевой зоны скважины, очистку внутренней полости НКТ на небольших глубинах, а также фонтанной арматуры и манифольдов.

Проведение этой операции имеет свои особенности.

Во-пер­вых: – возможность образование парафиновых пробок вследствие накопления отделившегося парафина, устранение которых потребует дополнительной работы. Поэтому следует предусмотреть циркуляцию жидкости для выноса отложений.

Во-вторых: – пропарка поднятого из скважины оборудования — труб, штанг, насосов и т.д. — должна проводиться в закрытых кассетах (рисунок 2.2) Это позволяет экономить тепло и утилизировать отложения. Это весьма важно с точки зрения охраны окружающей среды.

Применение перегретого пара, вырабатываемого паропередвижными установками типа ППУА-1200/ 100, с температурой до 310 °С и давлением до 10 МПа для целей скважинной борьбы с отложениями неэффективно. При подаче пара в скважину происходит интенсивная конденсация пара, на глубине 300-400 м температура пара снижается до температуры скважины.

Наиболее целесообразно применять ППУ для очистки манифольдов, арматуры и трубопроводов в зоне расположения скважины. Поднятые па поверхность НКТ лучше очищать следующим образом. Поместить их в кассету и воздействовать на них паром от ППУ, по схеме, приведенной на рисунке 2.2. При этом одновременно очищаются 10-20 труб. Для усиления эффекта в трубы можно вставить поршни.

Рисунок 2.2 - Способ очистки труб от парафина:

1- паропередвижная установка; 2 -кассета; 3-емкость для слива отложений; 4-поршень, 5- НКТ.

На центральной трубной базе г. Муравленко, г. Ноябрьска применяются специальные ванны, в которых помещается до 300 шт. НКТ (73мм). Под воздействием высокой температуры – до 120 гр. С, происходит расплавление, как парафинистых отложений, так и АСПО с последующим вымывом горячей водой для утилизации.

Электродепарафипизация в скважинах с УСШН в настоящее время приобрела несколько технических решений.

а) Применение над- и поднасосных нагревателей индукционного типа, монтируемых па приеме насоса или над ним и работающих одновременно с насосом.

б) Использование для нагрева НКТ «греющего кабеля», спускаемого вместе с насосом. Прогревание НКТ происходит за счет нагрева кабеля электрическим током, пропускаемым через него в процессе эксплуатации скважины.

Особенностью технологии является использование силового кабеля от погружных центробежных насосов для подачи напряжения к индукционному нагревателю. Спуск кабеля производится по технологии, принятой для УЭЦН.

Плоские нагревательные кабели (рисунок 2.3) имеют различные конструкции, изготавливаются с медными либо стальными жилами с полимерной изоляцией, в общей броне.

Рисунок 2.3 - Плоский нагревательный кабель:

1 - токопроводящая жила; 2 - защитное покрытие; 3 - первый слой изоляции; 4 - второй слой изоляции; 5 - обмотка по изолированной жиле; 6 - подушка под броню; 7 - броня из стальной оцинкованной ленты.

Механические методы

Одним из методов борьбы с парафиноотложений по внутренней полости НКТ – применение различных видов скребков.

Самыми первыми и наиболее простыми являлись фигурные скребки, изготовляемые из насосно-компрессорных труб, или листовой стали длиной 240-250 мм. Скребки укреплялись на штангах хомутами с интервалом между центрами их расположения, равным длине хода. Но они оказались ненадежными в эксплуатации: сминались при транспортировке, перемещались по колонне штанг, значительно утяжеляли колонну (из-за чего происходят обрывы насосных штанг), конструкция была недоработана.

Положение улучшилось после разработки новой технологии, предусматривающей применение пластинчатых скребков со штанговращателями.

Пластинчатые скребки со штанговращателем, имеют две режущие пластины, способные очищать парафиновые отложения только при вращении. Для этого используют штанговращатели, подвешенные к головке балансира станка-качалки. Вращение колонны штанг и, следовательно, скребков происходит только при движении вниз. Таким путем скребок срезает парафиновые отложения с поверхности НКТ. Штанговращатель представляет собой диск с выполненными на его поверхности зубьями. Диск крепится на полированном штоке и получает крутящий момент от движителя, рычаг которого взаимодействует с упором, установленным на устье скважины.

За один ход полированного штока штанговращатель поворачивает колонну на определенный угол, значение которого пропорционально количеству зубьев. От обратного поворота колонну штанг предохраняет стопор.

Рисунок 2.4 - Скребок пластичный:

1 – штанга; 2 – хомут; 3 – пластина.

Скребки (рисунок 2.4) изготовляют из 3-мм стали; длина их 100 см, ширина на несколько миллиметром меньше диаметра насосных труб. В верхней и нижней части скребка 3 сделаны скосы, чтобы скребок не заделал за торцовую часть насосных труб. Скребки укрепляют на верхней части колонны штанг в интервале, где отлагается пара­фин, и крепят к штангам 1 хомутами 2, приваренными к скребкам.

Скребки-центраторы (рисунок 2.5) колонны штанг применяются с целью очистки внутренней полости лифтовых труб от отложений парафина и истирания НКТ при эксплуатации ШГН, в наклонно направленных скважинах. Длина колонны штанг со скребками - центраторами выбирается, исходя из глубины отложений парафина в НКТ. Расстояние между скребками–центраторами по длине штанги должно быть меньше длины хода плунжера.

Рисунок 2.5 - Скребки- центраторы
а) неподвижные скребки " Канаросс"	б) Скребки-центраторы Альметьевского завода " Радиоприбор"

Опыт показывает, что применение пластинчатых скребков не исключает и использование других способов — промывок, термообработок, ингибиторов, а их отсутствие сокращает межремонтный период работы скважины даже при проведении указанных обработок.