Предупреждение отложений парафина

Известно, что нефть есть сложная смесь различных углево­дородов, как легких, так и тяжелых, находящихся в термоди­намическом равновесии при пластовых условиях. Добыча нефти сопровождается неизбежным изменением термодинамических условий и переходом нефти от пластовых условий к поверхност­ным. При этом понижаются давление и температура. Наруша­ется фазовое равновесие отдельных углеводородов в смеси и про­исходит их выделение в виде углеводородных газов того или иного состава, с одной стороны, и твердых или мазеобразных тяжелых фракций в виде парафина, смол и асфальтенов, с дру­гой стороны. Охлаждение нефти при подъеме, выделение из нее газообразных фракций при понижении давления уменьшает ее растворяющую способность по отношению к таким тяжелым фракциям, как парафины и смолы, которые выделяются в виде кристаллов парафина, образуя новую твердую фазу.

Нефти по своему углеводородному составу весьма разнооб­разны. Поэтому на некоторых месторождениях добыча нефти не сопровождается выделением парафина. Мелкие частицы пара­фина могут оставаться во взвешенном состоянии и уноситься потоком жидкости. При определенных условиях они склеива­ются вместе выделяющимися одновременно смолами и асфальтенами, образуя липкие комочки твердых углеводородов, кото­рые прилипают к шероховатым стенкам труб, уменьшая их се­чение.

Температура, при которой в нефти появляются твердые ча­стицы парафина, называется температурой кристаллизации па­рафина. Она бывает разной для разного состава нефтей и со­става самих парафиновых фракций.

Температура плавления парафинов составляет от 27 до 71 °С, а близких к ним церезинов (С₃₆—C₅₅) —от 65 до 88 °С. Для парафинистых нефтей вос­точных месторождений (Татарии, Башкирии, Пермской области) температура, при которой начинается отложение парафина на стыках НКТ, составляет 15—35 °С, а па некоторых месторождениях полуострова Мангышлак выпаде­ние парафина наблюдается даже при пластовых условиях, так как темпера­тура кристаллизации близка к первоначальной пластовой. Незначительное охлаждение пласта в результате закачки холодной воды уже приводит к частичной кристаллизации парафина и к ухудшению его фильтрационной способности со всеми вытекающими последствиями.

Толщина отложений парафина на внутренних стенках труб увеличивается от забоя к устью скважины по мере снижения температуры и дегазации нефти. На промыслах восточных рай­онов начало отложений тяжелых фракций углеводородов на стенках труб отмечается на глубинах 400—300 м. Эти отло­жения представлены вязкой массой, состоящей из смеси смол, церезинов, асфальтенов и парафинов. Как правило, их толщина достигает максимума на глубинах 200—50 м, а ближе к устью толщина отложений уменьшается. Это связано с увеличением скорости движения газожидкостной смеси в результате расши­рения газа и механическим разрушением парафиновых отложе­ний потоком жидкости. Отложению парафина способствуют ше­роховатость поверхности, малые скорости потока и периодиче­ское обнажение поверхности в результате пульсации.

Для предотвращения отложений парафина и обеспечения формальных условий работы скважины применяются различные методы.

Можно выделить следующие главные методы ликвидации отложений парафина.

1. Механические методы, к которым относятся:

а) применение пружинных скребков, периодически спускаемых в НКТ на стальной проволоке;

б) периодическое извлечение запарафиненной части колонны НКТ и очистка их внутренней полости механическими скребками на поверхности;

в) применение автоматических так называемых летающих скребков.

2) Тепловые методы:

а) прогрев колонны труб путем закачки перегретого пара в затрубное пространство;

б) прогрев труб путем закачки горячей нефти;

3. Применение труб, имеющих внутреннее покрытие из стекла, эмали или эпоксидных смол.

4. Применение различных растворителей парафиновых отложений.

5. Применение химических добавок, предотвращающих прилипание парафина к стенкам труб.

В зависимости от интенсивности образования парафиновых отложений, их прочности, состава и других особенностей приме­няют различные методы и часто их комбинации.

Для удаления парафина тепловыми методами применяют пе­редвижные парогенераторные установки ППУ-ЗМ на автомо­бильном или гусеничном ходу производительностью пара 1 т/ч при температуре 310 °С, состоящие из прямоточного парового котла, питающих устройств и имеющие запас пресной воды. Та­кими устройствами пользуются для удаления парафиновых от­ложений не только в фонтанных трубах, но и в манифольдах и выкидных линиях. Для этого используется насосный агрегат 1АДП-4-150, которым прокачивается горячая нефть, нагретая до 150°С при давлении до 20 МПа и при подаче 4 дм³/с.

Для предотвращения пульсации фонтанных скважин приме­няются на нижнем конце колонны фонтанных труб специальные рабочие отверстия или клапаны.

Пульсация вызывает преждевременное прекращение фонтанирования в результате кратковременного увеличения плотно­сти столба жидкости в НКТ, его дегазации и увеличения давле­ния на забое. Большой объем межтрубного пространства спо­собствует накоплению в нем большого объема газа, который при условии р_с<р_нас периодически прорывается через башмак НКТ до полной продувки фонтанных труб. Давление на забое пони­жается. После этого скважина длительное время работает на накопление жидкости.

Наличие малого (несколько мм) отверстия на некоторой вы­соте (30—40 м) от башмака НКТ обеспечивает сравнительно стабильное поступление газа из межтрубного пространства в НКТ, не допуская прорыва этого газа через башмак. После того как накапливающийся газ оттеснит уровень жидкости ниже отверстия, он начинает поступать в НКТ, и пульсация гасится. Если перепад давления в отверстии Δр, то уровень жидкости будет поддерживаться ниже отверстия на глубине a=Δpρg Ана­логичную роль выполняет рабочий клапан, в котором при пре­вышении давления сверх установленной величины срабатывает подпружиненный клапан и перепускает газ из межтрубного пространства в НКТ.