ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ АСПО

ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЦНУ

Характер парафинообразования в скважинах,

эксплуатируемых ЭЦНУ, аналогичен ранее описанному при фонтанной эксплуатации.

Однако следует учесть, что вследствие технологических особенностей ЭЦНУ, не допускающих газосодержания на приеме (не более 0,25), приходится поддерживать соответствующее давление на приеме.

Но это давление всегда ниже давления насыщения и поэтому не исключены случаи выпадения парафина в области забой -прием насоса.

В процессе работы узлы ЭЦНУ нагреваются, что также оказывает влияние на интенсивность отложений на них. В области приема насоса отложения парафина усиливаются.

Парафинообразование в НКТ не имеет существенных отличий от фонтанных скважин. Только точка начала образования отложений оказывается сдвинутой вверх от выкида насоса на расстояние, равное снижению давления в подъемнике до давления насыщения.

В высокодебитных скважинах при высоких скоростях движения жидкости в трубах толщина отложений имеет меньшее значение вследствие срыва некоторой части отложений потоком жидкости.

Рассмотрим применяемые методы борьбы с отложениями в этой категории скважин.

Тепловые методы

Технология применения тепловых методов основана на промывках горячей жидкостью с помощью АДП-160 путем обратной промывки. Особенность этой технологии для скважин с ЭЦНУ состоит в том, что температура промывочной жидкости не должна превышать предельную температуру, установленную для

кабеля погружного электродвигателя. Для отечественных ПЭД -это 70-80 °С.

Химические методы

Технология химических методов не отличается от применяемой в фонтанных скважинах. Она включает задавку ингибитора в пласт и подачу в затрубное пространство устьевыми дозаторами.

Задавка ингибитора в пласт требует создания значительного давления, что опасно с точки зрения воздействия на кабель и погружной двигатель. Поэтому в каждом случае применения такого воздействия следует согласовывать проведение технологии с техническими условиями на эксплуатацию ЭЦНУ.

Использование скважинных дозирующих устройств в скважинах с ЭЦНУ возможно, но при условии отказа от сочленения контейнера с химреагентом с ЭЦНУ. Это объясняется тем, что при этом возникают дополнительные нагрузки, которые могут достигать 2000 кг и станут опасными для резьбовых и фланцевых соединений элементов ЭЦНУ.

В отдельных случаях могут быть рекомендованы скважинные дозаторы гравитационного действия, но они должны устанавливаться автономно путем крепления к эксплуатационной колонне на пакерах различной конструкции.

Заслуживает внимания описанный в работе [85] дозатор для скважин с ЭЦНУ, в котором использован твердый химреагент. Дозатор состоит из трех секций, которые заполняют гранулами различной крупности (рис. 7.29): мелкие заполняют нижнюю секцию 77/, средние — секцию //, крупные — секцию /. Корпус дозатора крепится к низу компенсатора ПЭД.

Добываемая жидкость, поднимаясь к приему насоса, проходит через сердечник 6, омывая гранулы и насыщаясь ингибитором. По мере растворения гранулы из верхних секций перемещаются в нижние, что обеспечивает равномерный и рациональный расход реагента. Период ингибирования при массе ингибитора в контейнере 12 кг составляет 6-8 мес.

В некоторых нефтяных районах применяют такой способ борьбы с парафином.

Скважину останавливают, и в насосно-
компрессорные трубы, отложения парафина ^~-
в которых достигли критического значения,
заливается ингибитор и выдерживается там 2^
некоторое время. Количество ингибитора
определяется опытным путем и может
составлять от 0,1 до 1,0 кг на 1 м³ j^
жидкости, а время выдержки — от 2 до 4 ч.
Затем ЭЦНУ запускают в работу, и
высокоскоростным потоком жидкости
АСПО выносятся из скважины. "—

Механические методы

В скважинах, эксплуатируемых ЭЦНУ, используются те же механические способы, что и в фонтанных скважинах: раздвижные и "летающие" скребки. Некоторым отличием 4^ является то, что обрывы проволоки, на которой подвешен скребок, и его застревание в скважине препятствуют разрушению сливного клапана и выпуску ///-^ жидкости из НКТ перед подъемом. Последнее осуществляется, как известно, сбрасыванием металлической штанги.

В таких случаях приходится осуществлять подъем НКТ с жидкостью, 5-^. что является большим осложнением. Поэтому к прочности скребковой проволоки 6-^ должны предъявляться повышенные требования. Также следует исключить случаи застревания "летающих" скребков, а если этого добиться не удается, то лучше отказаться от их применения.

Применение труб с покрытиями

Технология применяемого

отказаться от спуска остеклованных НКТ, так как разрушение остеклованного покрытия и осаждение его в области выкидной

этого метода аналогична технологии метода, в фонтанных скважинах. Следует полностью

части насоса ведут к образованию пробок, а часто и к заклиниванию насоса.

7.6. ХИМИЧЕСКИЕ СОЕДИНЕНИЯ ДЛЯ БОРЬБЫ

С ПАРАФИНООБРАЗОВАНИЕМ, РАЗРАБОТАННЫЕ

И ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ В ОАО "ОРЕНБУРГНЕФТЬ"

Инженерами совместно с учеными ряда институтов были разработаны и используются с положительным эффектом более 20 химических реагентов, отмеченных авторскими свидетельствами и патентами на изобретения.

Охарактеризуем лишь некоторые из них.

1. Состав для предотвращения отложений парафина (а.с. №
589246) приготовлен на основе водных растворов
полиэлектролита с метилфосфоновой группировкой и силиката
натрия. Защитный эффект составляет до 90 %.

2. Состав для предотвращения отложений парафина,
содержащий силикат натрия, амфотерный полиэлектролит с
метилкарбоксильной группировкой и водой (а.с. № 618397).
Защитный эффект по результатам испытаний составляет 30 мин
— до 90 %, через трое суток — до 66 %.

3. Химреагент, включающий силикат натрия, воду,
водорастворимый полиэлектролит, полимерную
аминодикарбоновую кислоту (а.с. № 675064).

4. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых
отложений, содержащий отход производства вторбутилового
спирта процесса гидратации бутилена в присутствии серной
кислоты со стадии гидролиза.

Предполагаемый состав по эффективности превосходит известные: при оптимальных концентрациях компонента через 15 мин обеспечивается растворение отложений Родниковского месторождения на 85 %, через 30 мин — на 100 %, известные составы соответственно на 76 и 95 % (пат. РФ № 2103305).

5. Способ предотвращения отложений парафина из нефти
достигается использованием в качестве ингибитора 2-5%-ного
водного раствора диэтаноламида синтетических жирных кислот
С₁₀-С₁₃ (а.с. № 749403).

Защитный эффект достигается при концентрации ингибитора в воде от 3 до 74 %. Опыт показал, что способ может быть успешно применен в магистральных многокилометровых трубопроводах.

6. Реагент для предотвращения парафиноотложений в
нефтепромысловом оборудовании, представляющий собой

легкоподвижную жидкость с температурой плавления минус (40-50) °С, хорошо растворимую в нефтепродуктах.

Реагент технологичен, так как при его использовании даже в холодное время года не требуется подогрева и расплавления.

Предлагаемый реагент — аминоамид жирных кислот таллового масла с полиэтиленполиамином по эффективности превосходит известные реагенты, так как для одинаковой степени защиты от отложений парафина требуется значительно меньшая дозировка реагента (а.с. № 968341).

ПАРАФИНООБРАЗОВАНИЕ В ОБВОДНЕННЫХ СКВАЖИНАХ

Обводнение месторождений характеризуется изменением процессов, происходящих как в самом продуктивном пласте, так и в стволе скважины при движении жидкости. Это и охлаждение нефтяного пласта вследствие длительной закачки в него огромных объемов воды, и выпадение солей из-за смешения разнородных по химическому составу вод, и образование эмульсий и т.д.

Во многих случаях вследствие принципиального изменения качества добываемой эмульсии, т.е. превращения ее типа "воды в нефти" в "нефть в воде", логично было ожидать уменьшения интенсивности парафиноотложений. Тем более, что одним из факторов снижения адгезии парафина к трубам является образование гидрофильной пленки на трубах.

Однако опыт указывает на продолжающееся парафинообразование на ряде месторождений.

Процессы эти, к сожалению, еще достаточно не изучены. В.П. Тронов [158] в своих работах объясняет образование отложений в обводненных скважинах следующим образом.

Кристаллы парафина совместно с асфальтосмолистыми веществами зарождаются на поверхности оборудования при снижении температуры на ней ниже температуры кристаллизации. Главным условием формирования АСПО автор считает снижение пластовой температуры, которая, например, на Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения снизилась от 41 (в начале разработки) до 33 °С в 1997 г.

Газоотделение в этих условиях увеличивает турбулизацию
потока водонефтяной смеси, за счет чего обеспечивается лучший
контакт кристаллов с поверхностью труб и увеличивается
теплоотдача потока. Последнее интенсифицирует

парафинообразование.

Обводнение изменяет химические свойства нефти, повышая ее плотность, вязкость и содержание высокомолекулярных компонентов, способствующих кристаллообразованию.

В. А. Рагулин [138] показал, что обводнение ведет к образованию эмульсий, которые способствуют возникновению сильно раз-Таблица 7.13

Эффективность отмыва пленки (в ‘	Уо) при наличии связанной воды [138]
Реагент	Месторождение	Массовая доля воды в не	фти,	X
0	10	20	30	40	50	60
ИНПАР-1	Аблаевское	30	40	40	40	45	60	55
	Именлекулевское	10	10	50	60	68	70	70
	Байсаровское	30	50	57	60	62	65	70
АНП-2	Аблаевское	100	40	15	10	7	5	2
	Именлекулевское	10	50	25	10	10	10	10
	Байсаровское	70	85	85	85	85	85	85
МЛ-80	Аблаевское	90	75	60	50	35	25	10
	Именлекулевское	85	85	85	85	85	85	85
	Байсаровское	30	30	30	30	30	30	30
ХТ-48	Аблаевское	90	90	93	95	95	100	100
	Именлекулевское	20	90	90	90	90	90	90
	Байсаровское	60	75	90	95	95	95	95
Прогалит	Аблаевское	80	80	92	95	98	100	100
ГМ20/40	Именлекулевское	90	85	80	80	80	80	80
	Байсаровское	50	70	78	85	87	90	90
Прогалит	Аблаевское	90	90	92	95	97	100	100
НМ20/40	Именлекулевское	90	90	92	95	95	95	95
	Байсаровское	60	80	83	85	87	90	90

витой поверхности раздела фаз нефть — вода -смолопарафиновые компоненты. Это в свою очередь повышает вязкость жидкости, способствует образованию жестких структур и их прилипанию к поверхности труб.

Автор считает, что применение ингибиторов парафиноотложений в обводненных скважинах должно учитывать количество и состав попутной воды, значение водородного потенциала и солевого баланса.

Эффект, полученный от применения ингибитора в безводных или малообводненных скважинах, может оказаться нулевым при его применении в высокообводненных скважинах.

На этом должен базироваться квалифицированный выбор реагентов.

Приведем данные о применении ингибиторов в скважинах (табл. 7.13).

Исследования показывают, что увеличение доли воды в нефти при применении одних реагентов эффективно, при использовании других неэффективно. Одни реагенты хорошо работают в безводной нефти (МЛ-50, АНП-2), другие -сохраняют высокую отмывающую способность при любой обводненности (ХТ-48, ГМ20/40, НМ20/40). Эффективность ИНПАР-1 увеличивается по мере роста обводненности эмульсии, но она также зависит от характеристики нефти.