книги / Тепловая депарафинизация скважин

Результаты исследования влияния ПАВ на растворимость промысло­ вого парафина в нефти Киенгопского месторождения отражены в табл. 6.1. Скорость растворения АСПО определялась гравиметрическим методом по изменению веса образца при температуре 40° С.

Примечание: (+) — увеличение массы АСПО; (—) — уменьшение массы АСПО

Кинетика растворимости АСПО в нефти в присутствии ПАВ приведена

на рис. 6 .1 .

Входе исследований установлено, что добавка реагентов РТ-1М и РТФ

вколичестве 0,05.. . 0 ,1 % при температуре ниже температуры плавления (Тпл) парафина способствует разрыхлению и набуханию парафиновых об­ разцов и приводит в первые 60 минут эксперимента к увеличению исходной массы АСПО. В дальнейшем парафиновая масса образцов постепенно рас­ творяется и диспергируется в объем нефти.

ся и не образует конгломератов. Полученные результаты исследований имеют огромное значение для дальнейшего практического использования в технологии очистки скважин от АСПО, поскольку парафин, находя­ щийся в мелкодисперсном состоянии, легче выносится с потоком нефти из скважины.

Рис. 6.1. Влияние добавок ПАВ на растворимость АСПО в нефти: 1 —чистая нефть;

2,3 - РТ-1М 0,05 и 0,1%; 4,5 - РТФ 0,05 и 0,1%.

Оценка величины диспергирующей составляющей в ходе растворе­ ния промыслового парафина произведена при исследовании процесса рас­ творения АСПО в светлых углеводородах. Светлые углеводороды выбра­ ны с учетом необходимости осуществления визуального контроля про­ цесса растворения АСПО и объективности получения конечных резуль­ татов.

Проведенные лабораторные исследования показали, что введение в уг­ леводородные растворители ПАВ обеспечивает увеличение их растворяю­ щей способности в 1 ,5 ... 1,8 раза, а с учетом перевода части АСПО в мел­ кодисперсное состояние — в 1 ,8 ... 2,2 раза, табл. 6.2. Доля диспергирующей составляющей при этом колеблется от 16,5 до 32,5% при среднем значении

21,8%.

Необходимо отметить, что все исследованные ПАВ не теряют своих диспергирующих свойств даже при нагреве до 200° С.

Таблица 6.2. Влияние ПАВ на степень растворимости АСПО в углеводородах

Поверхностно-активные вещества, в силу своей специфики, опреде­ ляют и скорость растворения парафиновых отложений в углеводородных растворителях. Так, например, введение октадецилпропилендиамина в бутилбензольную фракцию обеспечивает увеличение скорости растворения

вней АСПО в 1,4 раза, табл. 6.3 [5].

6.1.2.Снижение величины адгезии парафиновых отложений

сметаллической поверхностью

Введение ПАВ совместно с технологической жидкостью, предназна­ ченной для очистки нефтепромыслового оборудования от АСПО, помимо увеличения ее растворяющей способности, обеспечивает еще и уменьшение величины силы сцепления (адгезии) парафиновых отложений с металличе­ ской поверхностью. Данное явление возникает в результате адсорбции ПАВ из жидкой фазы на твердую поверхность и последующего проникновения на границу контакта АСПО с поверхностью металла.

Таблица 6.3. Влияние ПАВ на скорость растворения АСПО в бутилбензольной фрак­ ции

Скорость растворения, мг/мин, при

Содержание компонентов, вес. %

Уменьшение силы сцепления в результате действия ПАВ подтверждено исследованиями, проведенными в институте «УдмуртНИПИнефть».

Методика [53] исследований характера взаимодействия ПАВ с отло­ жениями парафина на металлической поверхности включает следующее. Образцы пластин из ст. 45, материала, близкого по своим свойствам к ме­ таллу НКТ, размером 80 х 30 х 4 мм, нагревают до температуры 40° С и помещают на глубину 40 мм на 1 мин в расплавленный промысловый парафин для формирования на их поверхности отложений АСПО. Получа­ емые таким образом образцы имеют толщину слоя АСПО 1 мм и готовы

кпоследующим исследованиям в растворах ПАВ.

Впервой серии экспериментов верхний слой АСПО размещают над уровнем раствора, рис. 6.2 а, во второй — под уровнем, рис. 6.26. Следует отметить, что в обеих сериях эксперимента в качестве АСПО был исполь­ зован промысловый парафин со скв. № 862 Киенгопской площади.

Проведенными исследованиями установлено, что образцы первой се­ рии по истечении двух суток не претерпели существенных изменений, во второй наблюдалось отслаивание АСПО от металла пластин уже че-

Рис. 6.2. Схема испытания а) и б) и характер разрушения парафиновых отложений

в) с металлической поверхности при воздействии на них ПАВ: 1 —металлическая пластина; 2 — стакан; 3 — парафиновые отложения; 4 — нефть.

рез 0,5 ... 5 часов. Отслаивание парафинового слоя наблюдалось с верхней, свободной от АСПО, стороны металлического образца, рис. 6.2 в. Таким об­ разом, было подтверждено расклинивающее (отслаивающее) действие ис­ следуемых ПАВ.

Результаты оценки скорости отслаивания АСПО в нефтяных растворах ПАВ различной концентрации приведены на рис. 6.3.

Количественная оценка влияния ПАВ на силу сцепления АСПО с по­ верхностью металла производилась на установке, приведенной на рис. 2.18.

Вметодику исследований были внесены некоторые дополнения.

Впервой (контрольной) серии опытов напряжение сдвига определялось без воздействия ПАВ, во второй — вокруг парафиновых блоков, приплавленных к металлической подложке, пипеткой наносился слой испытываемого реагента для проникновения его на границу раздела. Через равные про­ межутки времени, кратные 5 минутам, определялась величина напряжения сдвига. Данные определений приведены на рис. 6.4.

а)

Время, час

Рис. 6.3. Скорость отслаивания АСПО с поверхности образцов при воздействии на них ПАВ: а) композиционной смесью азотистых ПАВ и смачивающих реагентов;

б) терпеновыми углеводородами общей формулы (C5Hs)n при п > 2; 1, 2, 3, 4 —

соответственно 5, 10, 15, 50% концентрации в нефти.

Выводы, полученные в результате проведенных исследований:

—реагенты серии РТ являются хорошими диспергаторами парафиноотложений;

—введение диспергаторов в нефть, предназначенную для тепловой обра­ ботки скважин, обеспечивает повышение ее растворяющей и диспер­ гирующей способности;

—в процессе остывания нефти, насыщенной парафиновыми отложени­ ями, происходит выделение парафина в мелкодисперсной форме;

—поверхностно-активные вещества серии РТ не теряют своих дисперги­ рующих свойств при температуре до 200° С;

—поверхностно-активные вещества снижают величину силы сцепления АСПО с металлической поверхностью.

Вкачестве рекомендации предлагается для повышения эффектив­ ности удаления парафиноотложений при тепловых обработках скважин

Рис. 6.4. Изменение силы сцепления парафинового блока с поверхностью металла при воздействии на него ПАВ: 1 — композиционной смесью азотистых ПАВ и сма­ чивающих реагентов; 2 —терпеновыми углеводородами общей формулы (CsHgJn, при п > 2.

в нефть дополнительно вводить реагенты многофункционального действия, например РТФ и РТ-1М, в объеме 0 ,05 ... 0,1%.

6.2.Совершенствование обработок скважин теплоносителями на водной основе

Практика очистки нефтепромыслового оборудования эксплуатацион­ ных скважин и приствольной зоны пласта от асфальтосмолопарафиновых отложений водными растворами ПАВ [76,108,114,137] получила достаточ­ но устойчивое распространение и является повседневной операцией. Наи­ более широко применяют водные растворы МЛ различных марок [108,114], ингибиторов парафиноотложений [77] и деэмульгаторов [117].

Проблема использования горячих водных растворов для депарафини­ зации скважин в промысловой практике стоит достаточно остро, поскольку окончательно не решена и до настоящего времени, хотя возникает на по­ вестке дня время от времени.

месторождениях Удмуртии, с учетом предполагаемых последствий и воз­ можных осложнений, связанных с использованием техники и технологии тепловой депарафинизации скважин теплоносителями на водной основе в холодное время года, были ограничены летним периодом. В остальное время года депарафинизацию скважин осуществляли теплоносителями на нефтяной основе, т. е. горячей нефтью.

С учетом погодных условий сравнительная оценка технологической эффективности выполненных промывок скважин теплоносителями на уг­ леводородной и водной основах проведена за разные периоды времени, а именно: горячей нефтью — за периоды январь-апрель и октябрь-декабрь 2001 года, горячей водой — за май-сентябрь этого же года. С учетом приня­ того допущения тождественности геотермического градиента работающей скважины в летнее и зимнее время года можно констатировать, что ре­ зультаты оценки эффективности проведенных операций депарафинизации скважин теплоносителями на водной основе, по сравнению с обычными промывками скважин горячей нефтью, могут быть признаны с высокой степенью достоверности.

В процессе проведения анализа весь эксплуатационный фонд добыва­ ющих скважин был разделен на четыре группы скважин по величине их межочистного периода:

—скважины с МОП 30... 60 суток;

—скважины с МОП 80 ... 100 суток (средний 90 сут);

—скважины с МОП 110... 130 суток (средний 120 сут);

—скважины с МОП 150 и более суток.

По каждой выделенной группе скважин диапазон и характер измене­ ния величины максимальной нагрузки на головку балансира станка-качалки оценивался за равный промежуток времени до и после проведения горячей промывки. При этом объем теплоносителя для всех анализируемых групп

принят постоянным и равным 18 м3. Результаты выполненного анализа приведены на рис. 6.5.

Проведенный анализ показал, что снижение величины максимальных нагрузок (АР) после промывок скважин горячей нефтью практически во всех рассматриваемых группах оказалось на 100... 200 кг меньше, чем при промывках скважин горячей пресной водой. Эти данные указывают на то, что эффективность депарафинизации скважин горячей водой не хуже, а даже несколько лучше эффективности проводимых обработок горячей нефтью. Однако, справедливости ради, необходимо все же отметить, что обработки скважин теплоносителями на водной основе проведены в летнее время, а горячей нефтью — в более холодное время.

Визуальный осмотр оборудования агрегатов АДП после проведения горячих промывок скважин теплоносителями на водной основе, а также отзывы обслуживающего персонала позволяют сделать вывод о том, что использование воды в качестве жидкости теплоносителя не ухудшает тех­ нологического режима промывок скважин и не снижает эксплуатационной характеристики агрегатов.

6.2.1. Составы для депарафинизации скважин водными растворами

ПАВ

Технологический процесс депарафинизации скважин теплоносителя­ ми на водной основе, наряду с отмеченными достоинствами, имеет один существенный недостаток — используемая водная фаза инертна к пара­ финовым отложениям. Процесс депарафинизации скважин горячей водой определяет прежде всего, степень снижения величины адгезии и усилия срыва АСПО с металлической поверхности, а также несущая характери­ стика потока, обеспечивающая удержание и вынос АСПО во взвешенном состоянии. В первом приближении процесс удаления АСПО является чи­ сто физическим процессом. Растворяющей, а тем более диспергирующей способностью пресная вода не обладает.