книги / Тепловая депарафинизация скважин

Превентивный метод

Исходя из основных положений механизма парафинизации промысло­ вого оборудования, превентивный способ борьбы с отложениями АСПО базируется на физико-механических свойствах взаимодействующих фаз (нефть — парафин — поверхность оборудования) и определяется величиной энергии межмолекулярных связей между кристаллами парафина и поверх­ ностью, на которой они возникают [121].

Превентивный метод борьбы с АСПО заключается в применении НКТ

сзащитным покрытием их внутренней поверхности стеклом, эмалью, эпок­ сидными смолами, лакокрасочными и порошковыми композициями. В осно­ ву этого метода положен не только принцип достижения высокой гладко­ сти поверхности, обеспечивающий снижение интенсивности отложений па­ рафиновых образований, но и регулирование физико-химических явлений

вграничной с твердой поверхностью области.

Опыт эксплуатации НКТ с различными видами защитных покрытий показал, что наиболее эффективным материалом является стеклянное по­ крытие. Подтверждением этому являются результаты исследования сплош­ ности защитного покрытия труб, новых и бывших в эксплуатации, рис. 1.10.

Воснову метода определения сплошности диэлектрических материа­ лов заложен принцип возникновения электроискрового пульсирующего раз­ ряда в порах и микротрещинах диэлектрика при создании высокой разно­ сти потенциалов, меньшей пробивной величины для исследуемого покры­ тия, но достаточной для появления пульсирующего разряда. Ток разряда фиксируется осциллографом с интегрирующей цепочкой и самопишущим потенциометром.

Контроль сплошности внутреннего покрытия труб обычно проводят

впромысловых условиях при протягивании прибора через внутреннюю полость трубы. Прибор состоит из преобразователя движения, редуктора

сцентратором и регистрирующих датчиков. Скорость продвижения прибора по внутренней поверхности труб — б м/мин.

После 250 суток эксплуатации на основной массе труб с остеклован­ ной внутренней поверхностью нарушений сплошности стекла не отмечено (4,9). Нарушения отмечаются на тех трубах, где наблюдаются явные сколы стекла (7) и разрушения покрытия в виде продольных канавок в результате износа стекла от трения штанг (8).

В мировой практике разработано множество способов нанесения стек­ лянного покрытия на внутреннюю поверхность труб, однако только баллон­ ный способ нашел практическое промышленное применение.

Для получения стеклянного покрытия баллонным способом [66] за­ паянную стеклянную заготовку размещают внутри металлической трубы, подготовленной к технологическому процессу остеклования, и нагревают их в печи туннельного типа до температуры размягчения стекла. В про­ цессе нагрева газ (воздух), находящийся внутри стеклянного баллона, рас­ ширяется, раздувает стеклянный баллон и прижимает размягченное стекло к поверхности металла. В ходе остывания, за счет разницы в коэффици­ ентах линейного расширения стекла ({*20 ' Ю6 = 7 С-1 ) и металла трубы

(«20 • 106 = 12,3 С-1 ), происходит плотное обжатие металлической трубой стеклянного покрытия и возникновение двухслойной системы, т. е. остек­ лованной трубы, с толщиной стеклянного покрытия 0 ,8 ... 1,2 мм.

Стекло по своей физико-механической характеристике является хруп­ ким материалом, однако это не означает, что стеклянное покрытие остек­ лованных труб обладает той же степенью хрупкости. В этой связи показа­ тельны результаты оценки состояния стеклянного покрытия после «полета» остеклованной лифтовой колонны на забой скважины в процессе проведе­ ния капитального ремонта на скв. 380 Киенгопской площади.

Скважина № 380, оборудованная штанговым насосом, перед прове­ дением капитального ремонта, вызванного необходимостью проведения геолого-технического мероприятия, отработала 326 суток. В процессе подъ­ ема труб из скважины, из-за нарушения технологии подъема, на 18 трубе произошел «полет» (450 м) оставшейся части колонны труб в количестве

86 штук на забой скважины. После извлечения всех труб из скважины был проведен тщательный осмотр их внутренней поверхности с помощью спе­ циального оптического прибора РВП-456. Во время осмотра обнаружены сколы стекла и трещины, преимущественно, на ниппельном конце труб. В цилиндре насоса, выше конуса (конус не был заловлен), обнаружено на­ личие осколков стекла в объеме 0,5 кг. Характер разрушения стеклянного покрытия по длине лифта отражен на рис. 1.11.

Длина лифта, м

Рис. 1.11. Характер разрушения стеклянного покрытия по длине лифтовой колонны после «полета» труб на скв. 380: а) концов труб; б) по всей длине труб.

Из рисунков видно, что площадь разрушения стеклянного покрытия на концах труб по длине лифта с увеличением глубины уменьшается, а общая площадь разрушения стекла по всей длине труб изменяется по параболиче­ скому закону. Суммарные значения площади разрушения стекла до и после полета представлены в табл. 1.9.

В процессе завершения капитального ремонта, перед повторным спус­ ком остеклованной колонны в скважину, была произведена отбраковка труб, непригодных для дальнейшей эксплуатации. Отбракованными оказались две трубы: 104 труба (самая нижняя) — по причине смятия ниппельно­ го конца в результате удара о забой скважины — и 18 труба сверху из-за вздутия и трещины по телу — от воздействия шлицев труболовки во время

Таблица 1.9. Площадь разрушения стеклянного покрытия до и после «полета» НКТ на скв. 380 Киенгопской площади

ловильных работ. Остальные 102 трубы спущены в скважину в прежнем порядке, и скважина пущена в работу. Дальнейшая эксплуатация скважины после полета продолжалась без каких-либо осложнений, ремонтов, прове­ дения тепловых и химических обработок в течение 650 суток. В общей сложности скважина проработала без осложнений 950 суток.

Использование химических реагентов

Процесс выпадения парафина представляет собой довольно сложное явление и отличается необратимостью процесса. В образовании отложений участвуют кристаллы парафина, образующиеся в потоке нефти и оседаю­ щие на стенках оборудования, и кристаллы, возникающие непосредствен­ но на контактирующей с нефтью поверхности. В связи с этим в осно­ ве действия механизма предотвращения отложений парафина с помощью реагентов-ингибиторов лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе фаз «жидкость —твердое тело».

В соответствии с механизмом действия различают смачивающие аген­ ты, депрессаторы и модификаторы [117].

Смачивающие агенты. Механизм действия смачивающих агентов за­ ключается в создании на поверхности нефтепромыслового оборудования защитной пленки гидрофильного характера, препятствующей прилипанию кристаллов парафина и образованию слоя отложений, прочно скрепленного

с поверхностью металла. Благодаря этому выделивший из нефти парафин, даже в случае его осаждения на стенке трубы, легко смывается потоком нефти. Ингибиторы парафина этого класса не обладают заметным раство­ ряющим действием и не проявляют никакого эффекта, если отложения па­ рафина предварительно не были удалены. Поэтому непременным условием этого метода является тщательная подготовка поверхности оборудования перед вводом ингибитора-гидрофилизатора.

В качестве ингибитора-гидрофилизатора авторами [26, 51, 52, 122] предложен водный раствор полиакриламида (ПАА). Данный реагент ис­ пытан в условиях месторождений Удмуртии — на Киенгопской площади и Лудошурском месторождении.

Промысловые исследования эффективности применения водного рас­ твора ПАА на месторождениях проведены в трех направлениях: испытание раствора ПАА как моющего раствора для удаления АСПО, использование ПАА в качестве ингибитора парафиноотложений, испытание технологии предотвращения смолопарафиновых отложений методом нанесения поли­ акриламидной пленки.

По первому направлению предусматривалось нагнетание водного рас­ твора ПАА в объеме 3 м3 в затрубное пространство запарафиненной сква­ жины. Эффективность операций оценивалась по изменению максимальной нагрузки на головку балансира при помощи динамографа постоянного дей­ ствия. Испытания показали возможность кратковременного снижения на­ грузки на головку балансира станка-качалки в среднем на 3,50 ... 5,00 кН. Так, например, на скв. 3022 отмечалось падение нагрузки с 42,74 до 38,80 кН только в первые 12 ч после обработки ПАА. Четыре дополни­ тельные обработки объемом 0,5 м3 ПАА каждая, проведенные с интерва­ лом в два дня, также не позволили получить длительного положительного эффекта.

В процессе обработки запарафиненных скважин макромолекулы ПАА, обладая существенными размерами, адсорбируются на скоплениях дисперс­

ных частиц в добываемой нефти и на поверхности НКТ, что обусловлива­ ет переход наиболее мелких ее частиц в поток нефти и диспергирование АСПО. Однако удалению подвергается незначительное количество мелко­ дисперсной фазы, поэтому эффект применения раствора ПАА как моющего вещества незначительный.

Возможность применения ПАА в качестве ингибитора-гидрофилизато- ра оценивалась по величине МОП работы скважин с предварительно очи­ щенной поверхностью НКТ от смолопарафиновых отложений. Удаление АСПО осуществляли тепловым методом с помощью АДП-4-150 (скв. 2913, 3023), растворением композицией химических реагентов (скв. 2960, 323) и пропаркой труб ППУ-ЗМ при подземном ремонте (скв. 2909, 2912). По­ сле этого в затрубное пространство очищенных от АСПО скважин на­ гнетали различные объемы 0,1%-го водного раствора ПАА. При работа­ ющей насосной установке, за счет поступления раствора ПАА в полость НКТ, обеспечивалась возможность осаждения и адсорбции молекул по­ лимера на поступающих с восходящим потоком кристаллических веще­ ствах и твердой металлической поверхности труб. Поскольку величина адсорбции ПАА на кристаллах парафина и асфальтенах в сотни раз ни­ же, чем на окислах железа, то основная масса полимера адсорбировалась стенками труб, за счет чего и достигалась гидрофилизация их внутрен­ ней поверхности. Последующие обработки проводили без очистки НКТ через 1 0 ... 20 сут, в зависимости от характеристики добывающей сква­ жины и физико-химических параметров добываемой нефти. В результате исследований было получено увеличение МОП работы скважин с 3 0 ... 50 до 7 0 ... 150 сут (табл. 1.10).

Наибольшее увеличение МОП установлено для скв. 2912,2960,323, где предварительная очистка проводилась химическим растворителем и про­ паркой НКТ в наземных условиях при проведении подземного ремонта.

Способ предотвращения отложений парафина методом нанесения по­ лиакриламидной пленки на внутреннюю поверхность НКТ опробирован на

шести скважинах Киенгопской площади. Принципиальным отличием дан­ ного способа от ранее известных является то, что нанесение полиакрил­ амидного слоя осуществляют в наземных условиях на чистую поверхность труб [8,9]. При этом толщину слоя ПАА регулируют содержанием основ­ ного вещества в растворе состава, а в качестве композиции используют 2 . . . 4%-й раствор ПАА с добавкой 3% модификатора например, карбоксилметилцеллюлозы (КМЦ) и неионогенного ПАВ.

Нанесенный таким образом слой ПАА подвергают сушке, а затем тру­ бы по мере необходимости спускают в скважины. В скважине пленка ПАА под воздействием водной фазы размягчается, приобретает гидрофильные свойства и становится надежной защитой поверхности труб от последую­

щего образования на них парафиновых отложений.

Проведенные испытания [52] показали, что с помощью этого метода

может быть получено увеличение МОП в 5 ... 7 раз (табл. 1.10).

Для широкого использования в производстве химических мето­

дов борьбы с отложениями АСПО предложена и построена опытно­ промышленная установка приготовления раствора ПАА на территории базы производственного обслуживания на Киенгопском месторождении. Схема установки приведена на рис. 1.12.

Установка работает следующим образом. Емкость объемом 10 м3 заправляют холодной водой из стояка 1, после чего ее нагревают до 7 0 .. . 90° С паром из паропровода 4. Через воронку 2 и распылитель 3 ПАА подается в емкость 1. С целью сокращения времени растворения ПАА по­ средством барботажа в змеевике паропровода предусмотрены отверстия. В процессе приготовления раствора ПАА обеспечивают постоянное пе­ ремешивание при помощи циркуляционного насоса 9 через задвижку 12. Добавки КМЦ и ПАВ подают в раствор через горловину 14 емкости 1. Приготовленный раствор ПАА по линии через задвижку 11 (задвижки 10, 12 закрыты) подают на залив в спецагрегаты или через задвижку 10 в ванну для нанесения пленки на НКТ.