Асфальто-смолисто-парафиновые отложения на Зай-Каратайской площади

4.                 Кристаллизации, может привести к уменьшению интенсивности отложения парафина за счет снижения состояния перенасыщения нефти последним и увеличение его доли кристаллизации в объеме.

5.                 Состояние поверхности оборудования (подложки) оказывает существенное влияние на прочность отложений, в частности, полярность материала подложки и качество поверхности (гладкость). Чем выше значение полярности материала и ее гладкость, глянцевитость (чистота обработки), тем меньше адгезия, а следовательно, при меньших скоростях потока будут срываться парафиновые образования с таких поверхностей.

6.                 Обводненность продукции скважины. Она оказывает двоякое действие. Вначале при малом содержании воды в нефти и прочих равных условиях наблюдается некоторое повышение интенсивности отложений парафина, а затем с увеличением доли воды в потоке интенсивность снижается как за счет повышения температуры потока (теплоемкость воды в 1,6... 1,8 раза больше нефти), так и за счет обращения фаз, при котором ухудшается контакт нефти с поверхностью оборудования.

Схема движения нефти в полости НКТ, при высокой обводненности продукции, для гидрофильной и гидрофобной поверхностей представлена на (рис2).

7.На Ромашкинском месторождении наиболее интенсивная парафинизация скважин происходит при дебите 40т/сут. При дальнейшем увеличении дебита, наблюдается срыв отложений с поверхности подземного оборудования скважин потоками газожидкостной смеси.

Рис. 2 Схема движения нефти в полости НКТ при высокой обводненности продукции

а) поверхность металла гидрофобная; б) поверхность гидрофильная;

1 — штанга, 2-НКТ, 3 – нефть, 4-АСПО, 5 – вода.

3.4 Состав АСПО

Без знаний о составе и основных свойствах АСПО, основного объекта исследований, не может вестись работа по предотвращению отложений на нефтепромысловом оборудовании.

АСПО — природный композитный материал, состоящий из 10-15 органо-минеральных веществ и соединений. Отложения представляют собой, как правило, мазеподобную суспензию или эмульсию с высокой адгезией к различным поверхностям.

Отложения на поверхности нефтепромыслового оборудования в основном формируются органическими и неорганическими веществами.

Из органических веществ в составе отложений АСПО имеются: высокомолекулярные парафины -20-60%; селикагелевые смолы -10-25%;асфальтены -до 5%; связанная нефть; оклюдированный газ.

В состав отложений входят и неорганические вещества : механические примеси до 15 %; соли; вода 4- 49%.

Парафины, в основном представлены углеводородами с числом атомов углерода в молекуле от 22 до 28. Молекулы н-алканов при охлаждении формируют кристаллы. В кристалле они имеют форму плоских зигзагообразных цепей высокомолекулярных н-алканов, параллельных между собой.

Средняя температура плавления нефтяных парафинов на подавляющем большинстве залежей находится в пределах от 47—610 С В широком диапазоне содержания парафинов средняя температура плавления изменяется мало и составляет 520С. Отклонение от среднего значения сравнительно небольшое (±1,3...2,8° С). Это указывает на то, что состав нефтяных парафинов в подавляющем большинстве залежей оказывается практически одинаков и мало зависит от содержания парафинов в нефти.

Асфальтены и смолы относятся к поверхностно-активным компонентам нефти. Содержание этих компонентов меняется в широких пределах. Присутствие этих компонентов оказывает значительное влияние на процесс кристаллизации парафинов. Асфалътены и смолы называют модификаторами кристаллической структуры. В присутствии смол и асфалътенов происходит кристаллизация парафинов, при которой из раствора выделяются недоразвитые монокристаллы, возникшие из немногих центров кристаллизации. Они приобретают форму древовидных и шарообразных образований, и молекулы смол либо встраиваются в кристаллическую решетку парафина, либо адсорбируются на поверхности его кристаллов, тем самым изменяют форму кристаллов. В результате получаются крупные кристаллы неправильной формы.

Смолы неоднородны по своему составу. Они содержат нафтеновые и ароматические элементы, парафиновые цепи разной длины и степени разветвленности, а также гетеро - атомы серы, кислорода и азота.

В случае, когда в составе добываемой нефти преобладают парафины, по мере подъема и охлаждения нефти увеличивается толщина отложений, из-за интенсивной кристаллизации и формировании более прочной крупнокристаллической структуры. Это обуславливает формирование профилей АСПО с постоянным нарастанием толщины к устью скважины.

Связь между составом АСПО и составом добываемой нефти выявлена на основе анализов. В составе АСПО парафинов и асфальтенов содержится намного больше, чем в нефти. А по содержанию селикагелевых смол АСПО и нефть мало отличаются.

Выявлена такая закономерность, что прямой связи между содержанием парафина и интенсивностью его отложений нет. Исследованиями нефти установлено, что отсутствие такой связи обусловлено, прежде всего существенным различием состава твердых углеводородов парафина, а именно различием соотношения ароматических, нафтеновых, и метановых соединений в высокомолекулярной части углеводородов, которые при стандартных методах исследованиях нефти не определяются. Компонентный состав отложений АСПО представлен в таблице 5. Из таблицы видно, что по ЦДНиГ№1 в 81,2 % исследуемых образцах асфальтенов содержится менее 5 % мас., в 89% исследуемых образцах парафинов содержится 20- 60 % мас., в 86 % исследуемых образцах смол содержится 10-25 % мас.

Таблица 5. Компонентный состав отложений АСПО на 1.12.2003 г

3.5 Методы, используемые в по предотвращению отложений АСПО

Наиболее часто АСПО образуются в скважинах имеющих дебиты менее 20 м3/сут. Причем среди осложненных преобладают скважины, имеющие дебит по жидкости до 5 м 3/сут.

К мерам по предотвращению образования АСПО в скважинном оборудовании относятся:

-        подбор и установление режима откачки, обеспечивающего оптимальную степень дисперстности водонефтяного потока;

-      применение скважинных насосов с увеличенным проходным сечением клапанов;

-      применение НКТ с покрытием;

-      установка скребков на штангах;

-      увеличение производительности глубинных насосов, т.е. увеличение скорости подъема жидкости.

Подбор режима откачки предусматривает такие условия, чтобы предотвратить отложения парафина, В ряде случаев эффективно увеличение глубины погружения насоса (увеличение глубины погружения насоса на 100м., увеличивает температуру на приеме насоса на 3-4º С ), однако при этом несколько увеличивается нагрузка на головку балансира , за счет дополнительного веса штанг.

При выборе способа удаления АСПО необходимо иметь ввиду следующее - универсального способа, пригодного для всех условий, до настоящего времени не найдено. Инженерно-технологическая служба НГДУ «ЛН» планирует и осуществляет мероприятия направленные на предотвращение и ликвидацию АСПО с учетом конкретных геолого-физических условий, свойств продукции скважины, состава АСПО, особенностей данной разработки месторождения, наличие тех или иных технических средств, химических реагентов и т.д. Интегральными критериями при выборе метода борьбы с АСПО являются экономические критерии, в частности годовые затраты при использовании данного метода в расчете на одну скважину. Несмотря на отмеченную необходимость индивидуального подхода к конкретным скважинам, все же некоторые обобщенные рекомендации, исходя из накопленного опыта, могут быть сделаны.

Все применяемые методы борьбы с АСПО могут быть сведены в следующие группы методов: механические, химические, физические, применение защитных покрытий

3.5.1 Механические методы борьбы с АСПО и технология работ при их применении

Для категорий скважин, в которых зона отложений начинается выше насоса и состав АСПО преимущественно парафинового типа, наиболее дешевым и технологически эффективным является применение механического метода борьбы с АСПО:

1. Центраторы-депарафинизаторы производства НГДУ «ЛН».

2. Скребки - центраторы производства НГДУ «Иркеннефть».

3. Скребки - центраторы производства НГДУ « Лениногорскнефть».

4. Плавающие скребки производства завода « Радиоприбор»

Центраторы - депарафинизаторы. Предлагаемый способ борьбы с отложениями парафина основан на создании критических скоростей движения нефтяных эмульсий в НКТ. Критические скорости потока создаются за счет заданного кольцевого сечения между стенками НКТ и центратором цилиндрической формы, неподвижно наплавленного на тело штанги. При критической скорости отложения парафина на стенках НКТ и теле штанг не происходит. Центраторы применяются в комплекте с НКТ покрытыми гранулированным стеклом.

Центратор —депарафинизатор выполнен в виде двух соосных конусов с обращенными друг к другу основаниями и цилиндрической вставкой между ними, с расчетными геометрическими размерами. Глубина спуска остеклованных НКТ составляет от устья до 1000 метров, центраторов от устья до 900 метров. Критическая скорость составляет 6 м/сек, при этом сила сцепления парафина с поверхностью труб преодолевается скоростью потока. В настоящее время центраторы-депарафинизаторы в НГДУ «Лениногорскнефть» заменяются на скрепки – центраторы, как экономически более выгодные.

Скребки -центраторы.

Обеспечивают очистку насосно - компрессорных труб и штанг от парафина. Скребки различных конструкций изготовляются из полимерных материалов Скребки - центраторы жестко фиксируются на теле штанги,а между ними располагаются подвижные скребки. Подвижные скребки обеспечивают удаление АСПО с тела штанги, а неподвижные - с внутренней поверхности НКТ.

Скребок - центратор имеет двойное назначение. Он выполняет функции скребка и предохраняет от износа систему «труба – штанга -муфта». При применении скребков - центраторов вместе со штанговращателем достигается предотвращение парафинизации и защита от износа насосных штанг, муфт, НКТ. Косые пазы, выполненные по периметру рабочей поверхности скребка, обеспечивают достаточный проток жидкости.

В НГДУ «Лениногорскнефть» скребки-центраторы испытываются с 1999 года и за это время накоплен значительный опыт их применения. Очистка поверхностей НКТ происходит при возвратно-поступательном и вращательном движении скребка. При этом происходит соскабливание парафина со стенок труб в процессе работы скважины.

В зависимости от типа размеров труб и штанг скребки предлагаются нескольких типов размеров (таблица 6). На одну насосную штангу устанавливают 5-6 скребков, т.е. интервал между двумя соседними скребками-центраторами составляет от 1,4 до 1,6м.

Таблица 6. Зависимость размера скребка от размера трубы и штанги.

В НГДУ «Лениногорскнефть» применяют 6 скребков на одной штанге. Интервал установки должен быть меньше длины хода устьевого штока. Длина колонны штанг, оборудованной скребками -центраторами, колеблется до 1000 м, в зависимости от интервала отложений парафина на стенках НКТ и участков искривления ствола скважины.

Срок службы скребка по паспорту 5-7 лет. Результаты показывают, что применение скребков-центраторов весьма эффективно. Об этом свидетельствуют увеличение дебита, увеличение коэффициента эксплуатации оборудования, увеличение МРП.

Штанги с наплавленными скребками применяют в сочетании со штанговращателем ШВЛ-10 механического действия, выпускаемого ²ООО Татнефть -РБО ² по ТУ02-200-003-98.

Штанговращатели ШВЛ-10 обеспечивают медленное поворачивание колонны, штанг и плунжера (на заворот) при возвратно-поступательном движении штока. Штанговращатели применяют при эксплуатации искривленных скважин для предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера насоса, для предотвращения отворотов штанговых колонн, а также в случаях применения на колонне штанг скребков для очистки колонны НКТ от отложений парафина.

Действие штанговращателя осуществляется за счет возвратно-поступательного движения канатной подвески при соединении рычага штанговращателя канатом (диаметром 6-8 мм) с рамой станка- качалки. Для надежной работы ШВЛ-10 необходимо при монтаже обеспечить такое натяжение каната, соединяющего рычаг штанговращателя с рамой станка-качалки, при котором за один ход устьевого штока соединенный с концом рычага, натягивается и перемещает вверх храповое колесо штанговращателя на один зуб. При движении вниз он ослабляется, а канат натягивается и возвращается в первоначальное положение. Рычаг соединяется канатом диаметром 6-9 мм с рамой станка-качалки.

В процессе эксплуатации храповик, червячную пару и упорный подшипник необходимо периодически смазать (раз в 10 дней) рекомендуемой смазкой (в зимний период - жидкой, а в летний - густой).Наряду с ШВЛ-10 применяют ШВ-2 производства Октябрьского опытно-экспериментального завода геофизической аппаратуры «Альтернатива». Угол поворота колонны штанг за одно качание составляет от 10 до 30° С в зависимости от регулирования. Достоинством конструкции ШВ-2 является то, что все трущиеся узлы расположены внутри заполненного маслом корпуса. Тем самым они защищены от внешних атмосферных воздействий и работают в благоприятных условиях масляной ванны.

При применении механического метода борьбы с АСПО необходимо учитывать возможность проявления в определенных условиях некоторых негативных последствий, обусловленных увеличением напряжений в штангах, в частности возможность роста частоты обрывов и отворотов штанг при длительной работе скважин оборудованных скребками.

Увеличение максимальной и уменьшение минимальной нагрузки приводит к увеличению приведенного напряжения цикла и в ряде случаев запас усталостной прочности может оказаться недостаточным, что приведет к увеличению количества обрывов штанг. Возникновение ощутимого поршневого эффекта обусловлено формированием водонефтяных эмульсий при движении обводненной продукции. Поэтому использование скребков в обводненных скважинах может приводить к росту обрывности штанг. При выборе материала штанг для использования со скребками необходимо ориентироваться на штанги из легированной стали. Для защиты глубинно-насосного оборудования от АСПО малодебитных скважинах, были опробованны сочетание лифтов, остеклованных НКТ по технологии "ТатНИПИнефть" и НГДУ "ЛН", и полуавтоматической установки ПАДУ-3 обеспечивающей очистку лифта скребками.

Очистка лифтовых труб от парафина производится скребком, закрепленным на проволоке. Движение скребка вниз осуществляется под действием силы тяжести скребка и груза. Для облегчения движения скребка при спуске сальник ослабляется, а скребок, двигаясь, уменьшается в поперечном сечении. Подъем скребка, осуществляется за счет тягового усилия лебедки.

Установка ПАДУ-3 работает в полуавтоматическом режиме, для чего предусмотрено тормозное устройство. Подъем скребка производится автоматически с помощью электродвигателя. Результаты СПО скребка заносятся в вахтовый журнал и передаются диспетчеру промысла.

3.5.2 Физические методы борьбы с АСПО

К физическим методам относятся в первую очередь - тепловые методы борьбы. Тепловые методы борьбы с АСПО - это периодическая обработка скважин:

1.Промывка горячей нефтью с применением специального агрегата АДП.

2.Прогрев продукции скважины проходными стационарными электронагревателями

3.Периодический или постоянный прогрев НКТ, пропуском по телу труб электрического тока.

Главным недостатком 1 и 2 методов является малая зона прогрева, в следствии потерь тепла в окружающую среду, что делает эти методы не эффективными как самостоятельные на поздней стадии разработки месторождения. Таковой и является Западно-Лениногорская площадь. В тоже время эти методы имеют ограниченное применение в комбинации с механическими или химическими методами.

Метод прогрева НКТ при прохождении электрического тока, также не применяется из-за дороговизны, сложности применения скважинах с высокой обводненностью продукции и других причин. Для уменьшения интенсивности отложения парафина следует перепад давления между забоем и устьем свести до минимума. При этом увеличивается осаждения парафина на устье скважины на нефтеотводной трубе и в устьевой арматуре.

В настоящее время в НГДУ «ЛН» стремятся отказаться от тепловых методов борьбы из-за высокой энергоемкости. К группе физичеких, относится также метод воздействия на продукцию скважины постоянным магнитным полем создаваемым специальными устройствами- магнитными активаторами.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6