Применение растворителей и ингибиторов для предупреждения образований АСПО

style="text-align:justify">В целях предупреждения парафиноотложений ПАА применяют двумя способами:

созданием слоя покрытия внутренней поверхности труб в композиции с другими веществами (например, с жидким стеклом). В данном случае применяют высоковязкий раствор ПАА с концентрацией до 2 °/о и жидкого стекла до 3 %. Покрытие производят в специальных ваннах. Предварительно очищенные и обезжиренные трубы погружают в ванну, выдерживают 20 мин, устанавливают на стеллажи под некоторым уклоном. Примерно через сутки спускают в скважину;

путем периодической подачи 0,05...0,1 % раствора ПАА в затрубное пространство скважины. После подземного ремонта скважины с полной очисткой НКТ в затрубное пространство заливают 1,5...2 м раствора ПАА указанной концентрации и скважину пускают в работу. В дальнейшем через 10...15 сут периодически заливают в затрубное пространство 200...300 л 0,1%-го раствора. Это позволяет восстанавливать гидрофильную пленку на поверхности НКТ. В зависимости от дебита скважины, применяемого подземного оборудования, а также обводненности периодичность обработки скважины ПАА может применяться от 7...20 сут и более. Для скважин, оборудованных ЭЦН, необходимо применять раствор с концентрацией 0,05 %. Периодичность обработки скважин, оборудованных ЭЦН, ЭВН на 50...60 % больше, чем оборудованных ШГН.

Растворы полиакриламида также с успехом могут применяться для предупреждения парафиноотложений в выкидных линиях и нефтесборных коллекторах. На подготовку нефти растворы полиакриламида отрицательного влияния не оказывают.

ПОКРЫТИЕ ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ТРУБ

ПАРАФИНОСТОЙКИМИ МАТЕРИАЛАМИ

Применение на нефтепромыслах защитных футеровок и покрытий (стекла, стеклоэмалей, эпоксидных смол) показало их высокую эффективность.

Использование остеклованных труб, например, от 2 до 5 раз снижает частоту подземных ремонтов, вообще исключает депарафинизацию скважин с помощью АДП, ППУ или скребков.

Более широкое внедрение остеклованных труб задерживается из-за отсутствия достаточного числа заводов по остеклованию труб. Кроме того, для штанговых глубинно-насосных скважин применение остеклованных труб не всегда эффективно, особенно в наклонных скважинах.

Поэтому вопрос поиска новых более стойких к запарафиниванию материалов приобретает актуальность. Особенно важно применение доступных, дешевых материалов, которые были бы пригодны прежде всего для индустриальных методов нанесения защитных покрытий, т.е. на трубопрокатных заводах.

Обширные и достаточно глубокие исследования в этом направлении были проведены ТатНИПИнефтью, ПермНИПИнефтью и БашНИ-ПИнефтью. Ниже (табл. 2) приводятся результаты исследования перспективных материалов.

В табл. 2 не приведены свойства материалов адгезионной устойчивости к парафину (т. е. стойкость против прилипания парафина при одной и той же интегральной гладкости поверхности). А этот показатель имеет очень важное значение. Например, эпоксидная смола имеет интегральную гладкость 96...100 %. Промысловые испытания показали, что при небольшой разности по гладкости поверхности остеклованные трубы имеют в несколько раз выше защитные свойства, чем трубы, покрытые эпоксидными смолами. Поэтому следует сделать вывод, что чем выше гидрофильность поверхности труб или покрытия (смачиваемость водой), тем выше и стойкость материала к прилипанию кристаллов парафина.

Парафиностойскость материала прежде всего связана с гладкостью его поверхности. Многочисленные исследования показали, что все материалы. в том числе и стекло, имеющие шероховатую поверхность, запарафиниваются. Самым распространенным и эффективным способом предупреждения отложений парафина на промыслах является применение остеклованных НКТ. Однако неправильное обращение с

Таблица 2

Материал	Тип, марка материала	Тепло-стойкость, °С	Абразивная стойкость по Моосу	Интеграль-ная гладкость, %	Диэлектри-ческая проницае-мость
Стекло	АБ-1	400	5	100	6,7
Стеклоэмаль	3132	220	5	87	7.2
Эпоксидная смола	ЭД-40	80	2	97	4.2
Бакелитовый лак + эпоксид	БЭЛ	80	2	96	4,9
Сталь	65Г	1200	5	70	-
Алюминий	АМГ	550	3	92	-
Хром	Покрытие	1600	6	100	-
Никель	"	1200	6	98	-
Полиэтилен	Пленка	85	2	68	2.2
Метилстирол	-	80	3	100	2,3
Гидрофобный лак	КО-815	150	3	100	2,6
Оргстекло	Листы	85	3	100	3,6

ними при эксплуатации часто приводит к потере защитных свойств, а так же к другим нежелательным последствиям.

При остекловании НКТ нагревают до температуры 700...800 °С. Поэтому в отдельных случаях возможна потеря прочности и порча резьбовых соединений. В связи с этим на трубной базе необходимо проверить резьбовые соединения калибром. Кроме того, на трубной базе или при спуске в скважину остеклованные трубы должны шаблонироваться и в муфтовых соединениях необходимо устанавливать кольца-вставки. Последние изготавливаются, как правило, из тех же труб на токарном станке. Высота колец 23...24 мм, диаметр меньше диаметра трубы на 2,5 мм. Поэтому на станке сначала снимают верхний слой остеклованного патрубка на 2,5 мм, потом разрезают на кольца высотой 23...24 мм. При эксплуатации остеклованных труб в них нельзя спускать скребок. Для контроля проходимости обычно применяют шаблон-грузик без острых кромок. Скорость спуска грузика не должна превышать 50...60 м/мин. Установка на шаблоне резиновых колец не требуется.

При применении остеклованных НКТ для ШГН диаметр насоса берут для НКТ 0 2,5" не более 43 мм, а диаметр штанг  -  22 мм. Перед посадкой плунжера в насос необходимо произвести промывку для удаления осколков стекла. Свинчивание НКТ и штанг необходимо произвести особенно тщательно, так как каждый подземный ремонт ухудшает качество покрытия труб.

Если глубинный штанговый насос с остеклованными трубами спущен в наклонную скважину, то после подземного ремонта до спуска скважину необходимо промыть нефтью для замены жидкости глу-шения. Соленая вода не предохраняет остеклованные трубы от истирания. Остеклованные трубы спускаются, как правило, на глубину отложений парафина. В нижней части колонна состоит из простых труб.

ПОДБОР РЕЖИМА ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА

Выше был описан механизм отложения парафина. При достижении определенной скорости потока жидкости силы сцепления парафина с поверхностью труб преодолеваются скоростью потока. Эта скорость называется критической или скоростью срыва. При дальнейшем увеличении скорости парафин уже не откладывается на стенках труб. Однако с увеличением скорости возрастают и гидравлические потери на подъем жидкости на поверхность, увеличиваются энергетические потери.

С другой стороны, создание скорости срыва лимитируется стандартом труб, выпускаемых промышленностью. Например, для скважин с дебитом 40 м3 /сут нет стандартных НКТ для достижения критической скорости. Для НКТ диаметром 50,8 мм ( 2") критическая скорость потока возникает при дебите 180...220 м /сут (газовый фактор 20 м/т). Таким образом, для достижения скорости срыва для скважины со средним дебитом имеются технические трудности.

Уменьшение интенсивности отложений парафина можно достичь противоположным путем  -  увеличением диаметра НКТ. Если, например, ЭЦН 5-40-1400 спустить на НКТ диаметром 73 мм вместо 60 мм, то частота чистки парафина снизится в 2 раза.

Увеличение диаметра НКТ дает наибольший эффект при эксплуатации скважин ШГН. Так, при спуске НКТ диаметром 76 мм вместо 63,5 мм для насоса 56 мм межремонтный период по очистке от парафина увеличивается в 1,5...2,5 раза. При эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами практически трудно достигнуть скорости срыва по всей длине труб, так как штанги имеют переменное сечение. При увеличении скорости потока из-за сужения сечения штанги при ходе вниз начинают отставать. Более того, интенсивное взбалтывание жидкости при ходе штанг вниз (движение жидкости противоположно) способствует более интенсивному отложению парафина на трубах и штангах. На редких скважинах такое интенсивное взбалтывание способствует самоочистке закристаллизованного парафина.

Интенсивность запарафинивания поверхности НКТ в зависимости от скорости потока в комплексе с термодинамическими явлениями еще недостаточно изучена.

ПРИМЕНЕНИЕ ВЗВЕСЕЙ И ГЕЛЕЙ В ЦЕЛЯХ

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ЗАПАРАФИНИВАНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ

Этот метод является самым слабоизученным. Суть его заключается в том, что в нефть вводятся искусственные центры кристаллизации в виде взвесей, гелей и т. д. Это способствует образованию кристаллов парафина в самой жидкости, а не на поверхности труб.

Образованные частички твердого парафина в подавляющем большинстве уносятся с жидкостью. Взвеси и гели могут подаваться в скважину в готовом виде или получаться на забое скважины как результат химической реакции. Несмотря на малоизученность этого метода, его необходимо отнести к перспективным методам, так как создание гелей и взвесей не требует больших затрат и дефицитных материалов.

ХИМИЧЕСКИЕ СПОСОБЫ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ

СКВАЖИН И ОБОРУДОВАНИЯ

Химические способы удаления парафиновых отложений с поверхности нефтепромыслового оборудования находят в последнее время все более широкое применение. Для этих целей используются различного рода растворители  -  отходы химической промышленности. Наиболее эффективными растворителями являются гексановая фракция, бутилбензоловая фракция, легкая пиролизная смола, их композиции и др. Особенно они эффективны для очистки от отложений парафина глубинного оборудования в скважинах, оборудованных электровинто-выми насосами, так как в этих скважинах тепловые обработки запрещаются во избежание вывода из строя погружного электродвигателя и кабеля. На скважинах, оборудованных ШГН, растворители применяют для удаления парафина ниже 500 м, где эффективность горячих промывок очень низка. Для удаления парафиносмолистых отложений со стенок эксплуатационной колонны растворители являются наиболее эффективными средствами.

Растворители успешно применяются также для депарафинизации выкидных линий, нефтесборных коллекторов. Для депарафинизации выкидных линий растворитель закачивают в объеме, необходимом для заполнения очищаемого интервала, выдерживают 3...4 ч, потом запускают скважину. В промысловой практике на 1 км выкидной линии расходуется около 5 м3 растворителя.

Технология депарафинизации скважин растворителями следующая;

в зависимости от степени запарафинивания в затрубное пространство закачивают 3...7 м3 растворителя, а затем путем закачки нефти растворитель вытесняется в НКТ при работающей скважине. Причем расчет объема вытесняющей жидкости (нефти) производят таким образом, чтобы после заполнения НКТ растворителем часть его оставалась в скважине. Остаточное количество растворителя постепенно будет отбираться насосом, что способствует более качественной очистке НКТ от парафиновых отложений;

растворитель в объеме в 1,5...2,5 раза превышающем объем запа-рафиненной части НКТ, заливается в затрубное пространство и скважина запускается в работу с круговой циркуляцией: насос -  НКТ - устье - затрубное пространство - насос. При этом способе растворитель полностью используется для удаления парафиновых отложений;

растворитель закачивается в затрубное пространство и вытесняется в НКТ нефтью. После заполнения НКТ растворителем скважина останавливается на 3...4 ч и затем запускается в работу.

Выбор каждого из указанных способов зависит от характеристики отдельно взятой скважины, от необходимости очистки выкидной линии и т. д. С экономической точки зрения применять растворители нужно после 4-5 промывок горячей нефтью или водным раствором ПАВ. При этой технологии нижняя часть лифта промывается растворителем, верхняя  -  за счет теплоносителя.

Растворители целесообразно применять также для промывки скважин, оборудованных ЭЦН, ЭВН. Для вытеснения растворителя в НКТ нельзя нагнетать горячую нефть с температурой выше 70 °С из-за опасности порчи кабеля КРБК. Давление закачки не должно превышать 3,0...4,0 МПа при работающем погружном насосе.

Заключение

Все вышеописанные способы борьбы с отложениями парафина при умелом применении их уже сегодня позволяют эффективно бороться с отложениями парафина в добыче нефти. Для каждого месторождения в зависимости от физико-химических условий пластовых флюидов может применяться тот или иной способ депарафинизации. Однако изучение условий отложения и свойств парафина обязательно во всех случаях. При выборе способа борьбы с отложением парафина предпочтение следует давать способам предупреждения отложений. При проведении экспериментальных и опытно-промышленных работ с использованием химреагентов особое внимание надо уделять возможности использования отечественных реагентов.