5.2. Устройства для борьбы с отложениями парафина в подземном оборудовании

Нефть, состоящая из смеси как легких, так и тяжелых углеводородов, при пластовых условиях находится, как правило, в термодинамическом равновесии. При изменении термобарических условий в призабойной зоне и в самой скважине, связанных с понижением давления и температуры, нарушается фазовое равновесие, и из смеси углеводородов выделяются как газообразные, так и твердые компоненты. Важнейшей характеристикой образования твердой фазы является температура кристаллизации парафина, характеризующая появление в смеси углеводородов первых микрокристаллов парафина.

При снижении давления свободный газ, выделяющийся из нефти, понижает ее растворяющую способность и образует границы раздела, которые провоцируют образование твердой фазы в виде микрокристаллов парафина и церезина, а также микроагрегатов асфальтенов и смол. Образовавшиеся микрокристаллы и микроагрегаты твердой фазы могут оставаться во взвешенном состоянии и выноситься потоком смеси. В противном случае микрокристаллы парафина и церезина, а также микроагрегаты асфальтенов и смол слипаются между собой, образуя сгустки твердой фазы, прилипающие к внутренней поверхности шероховатых насосно-компрессорных труб, особенно в муфтовых соединениях. Со временем этот процесс развивается, приводя к отложению парафина и снижению живого сечения подъемника с соответствующим снижением дебита скважины. Экспериментально установлено, что глубина начала отложений парафина совпадает с глубиной начала выделения газа.

Существуют два принципиальных подхода к борьбе с этим нежелательным явлением:

1. Предотвращение отложений парафина (превентивный подход).

2. Различные методы удаления отлагающегося парафина.

Первый подход является предпочтительным и базируется на создании условий в процессе работы скважины, исключающих формирование отложений парафина или облегчающих их срыв с внутренней поверхности подъемника. Данный подход включает следующие методы: снижение шероховатости внутренней поверхности НКТ путем нанесения на нее стекла, эмали, эпоксидной смолы или специальных лаков; использование специальных химических реагентов, называемых ингибиторами парафиноотложений. Сущность такого метода заключается не только в гидрофилизации внутренней поверхности подъемника за счет адсорбции на ней химических реагентов, но и в адсорбции этих реагентов на образовавшихся кристаллах парафина и формировании на них тонкой гидрофильной пленки, препятствующей росту кристаллов парафина, их слипанию с образованием сгустков твердой фазы и последующим их отложением на стенках НКТ. Сегодня известно определенное количество ингибиторов парафиноотложений на базе как водорастворимых, так и нефтерастворимых ПАВ.

Второй подход является широкораспространенным и делится на несколько методов:

1. Механические — использование различных по конструкции и форме скребков. Естественно, что в скважинах, эксплуатируемых СШНУ, внутрь колонны штанг невозможен спуск скребков, как это делается в фонтанных или газлифтных скважинах.

В скважинах, эксплуатируемых штанговыми насосами, для борьбы с твердыми отложениями на внутренней поверхности НКТ используют так называемые пластинчатые скребки, закрепляемые на колонне штанг (на всей длине твердых отложений). Скребки устанавливаются на расстоянии один от другого, примерно равном длине хода полированного штока. В процессе работы установки колонна штанг поворачивается с помощью специального устройства, называемого штанговращателем и устанавливаемого на устье скважины. Привод штанговращателя механический и осуществляется от работающего станка-качалки. Пластинчатые скребки при вращении колонны штанг и при ходе «вверх—вниз» описывают винтовую линию, соскребая твердые осадки с внутренней поверхности НКТ, которые потоком продукции поднимаются наверх и поступают в выкидную линию.

2. К тепловым методам предотвращения отложений АСПО относится пропарка устьевого оборудования и промывка горячей нефтью через затрубное пространство, что исключает образование парафиновых пробок. Промывку необходимо вести при помощи агрегата 2АДП-12/150, пропарку паровой передвижной установкой.

Применение пара, вырабатываемого паропередвижными установками ППУА-1200/100, с температурой до 310°С и давлением до 10 МПа, целесообразно для пропарки манифольдов, фонтанной арматуры, наземных коммуникаций. Способ удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования путём обработки горячей нефтью прост и сразу даёт результат. При закачке высокопарафинистой нефти можно ещё больше осложнить проблему. Для увеличения межочистного периода при промывке в нефть, предназначенную для обработки, необходимо добавлять органические растворители или ПАВ, позволяющие предотвратить выпадение парафина из смеси.

Необходимость систематического проведения тепловых обработок для удаления АСПО на значительном количестве скважин приводит к существенным материальным затратам. Поэтому наиболее перспективными, универсальными и рентабельными являются химические способы.

3. Сущность химических методов заключается в предварительном разрушении или растворении парафина с последующим удалением. Применение углеводородных растворителей способствует отмывке глубинного и устьевого оборудования от парафина, улучшению фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта, значительно облегчает освоение скважин после проведения в них ремонтных работ. Кроме того, преимущество химических методов состоит в том, что реагенты действуют не только в скважине, нефтепроводах и технологических аппаратах, но и сохраняют свою активность при временном хранении и последующей транспортировке нефти. Для предотвращения образования АСПО необходимо осуществлять дозировку ингибиторов ФЛЭК-ИП-101, ФЛЭК-ИП-103, СНПХ-7801 (зимняя и летняя форма), СНПХ-7909, СНПХ-7920, с помощью дозировочной установки.

При увеличении обводнённости добываемой продукции в ряде случаев целесообразно применение химреагентов комплексного действия, обладающих свойствами ингибиторов парафиноотложения и деэмульгаторов, с помощью которых можно осуществить процесс внутрискважинной деэмульсации нефти. Одним из таких реагентов является реагент СОНПАР-5403В, предотвращающий отложения парафина на оборудовании и трубопроводах при добыче и транспортировке нефти. При непрерывной дозировке этот реагент способствует разрушению стойкой эмульсии в добывающих скважинах и обладает антикоррозионным действием. Дозировка реагента составляет 200 ÷ 400 г/т, оптимальный объем реагента подбираются в ходе лабораторных и опытно-промышленных испытаний в зависимости от характеристик АСПО. Периодичность обработок выбирается исходя из технологических параметров скважины.

В случае интенсивного отложения парафина и возникновения парафиновых пробок рекомендуется проведение промывок скважин органическими растворителями ФЛЭК-Р-017, СНПХ-7870, СОНПАР-5402, гексановая фракция. В таблице 4 представлены мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин по рекомендуемому варианту разработки.

Таблица 8

№ п/п	Необходимые мероприятия	Объёмы применения	Периодичность	Примечания
11	Пропарка или прокачка горячей нефтью	Скважины с отложением парафина	По графику	Глубинное, устьевое оборудование
22	Ввод углеводородного растворителя в затрубное пространство скважин	Скважины отложением парафина	По графику; при подземных ремонтах
33	Промывка растворителями	Скважины с интенсивным отложением парафина	По графику; при подземных ремонтах	При образовании парафиновых пробок
44	Оснастить скважины ПАДУ	Фонтанные скважины и скважины, оборудованные ЭЦН с интенсивным отложением парафина	По графику	Насосный лифт

Марка реагента выбирается по результатам лабораторных и промышленных испытаний.

В качестве механического способа удаления парафина, как на фонтанных скважинах, так и на скважинах оборудованных установками ЭЦН, возможно применение полуавтоматических депарафинизационных установок (ПАДУ). Установки предназначены для механической очистки от парафина насосно-компрессорных труб и оборудованы устройствами измерения глубины спуска скребка, автоматического включения привода подъема, ограничения тягового усилия и световой сигнализацией.

В качестве промывочной жидкости необходимо использовать раствор приготовленный на основе компонентов: воды, неорганической соли (КCl) и биополимеров. Раствор должен обладать минимальной фильтрацией в поровую среду, высокими удерживающими и выносящими способностями и не должен содержать твердой фазы. Плотность промывочной жидкости должна обеспечить отсутствие перелива из скважины в процессе ремонта и создавать минимальную репрессию на пласт. Для предотвращения возможных газоводонефтепроявлений блок долива во время ремонта скважины должен быть постоянно обвязан с затрубным пространством. На этот период необходимо обеспечение запаса жидкости глушения в количестве не менее двух объёмов ствола скважины. Работы следует проводить с использованием цементировочного агрегата и автоцистерн, предназначенных для обслуживания цементировочных насосов.