при каких условиях происходят отложения парафина и солей в нкт при понижении затрубного давления

Предупреждение отложений парафина

Аннотация

Предупреждение отложений парафина. В работе рассмотрены основные методы предотвращения отложений парафина, которые обеспечивают нормальные условия работы скважины.

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 асфальтепами, 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–С55) – от 65 до 88 °С. Для парафинистых нефтей восточных месторождений (Татарин, Башкирии, Пермской области) температура, при которой начинается отложение парафина на стыках НКТ, составляет 15–35 °С, а на 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 нормальных условий работы скважины применяются различные методы. Можно выделить следующие главные методы ликвидации отложений парафина.

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

Одно время широко применялся способ борьбы с парафином с помощью автоматической депарафинизационной установки (АДУ). Несколько скребков, а точнее круговых ножей периодически спускается на стальной проволоке в НКТ до глубины начала отложения парафина. Затем с помощью автоматически управляемой лебедки скребки поднимаются до устья скважины. Интервалы времени на спуск и подъем устанавливаются автоматически реле времени, управляющим работой электромотора лебедки. Скребки спускаются в фонтанную скважину через обычный лубрикатор, так же как опускается глубинный манометр.

Установки АДУ были заменены в результате широкого применения остеклованных или эмалированных фонтанных труб, производство которых было налажено на промыслах Татарии. Использование остеклованных труб исключило необходимость устанавливать у скважины лебедку, затрачивать для ее работы электроэнергию и содержать дополнительный обслуживающий персонал. Однако при остеклованных трубах не удавалось полностью предотвратить отложение парафина. В муфтовых соединениях труб оставались неостеклованные стыки (несмотря на наличие специальных вкладышей), в которых накапливались отложения. При транспортировке таких труб и при их спуске в скважину наблюдались сколы и разрушения остеклованных поверхностей.

В настоящее время интенсивно ведутся исследования по применению химических методов борьбы с парафином, сущность которых заключается в гидрофилизации поверхности труб, на которой парафин не откладывается. Благодаря адсорбции химических реагентов на внутренней поверхности труб и на кристаллах парафина образуется тонкая защитная гидрофильная пленка, препятствующая росту кристаллов и их отложению в трубах. В качестве химических реагентов применялись как водорастворимые, так и нефтерастворимые ПАВ. Водорастворимые ПАВ улучшают смачивание поверхности труб водой, которая в том или ином количестве всегда имеется в нефти. Нефтерастворимые ПАВ увеличивают число центров кристаллизации парафина, т. е. его дисперсность, что способствует его выносу потоком жидкости на поверхность. Некоторые ПАВ (ГИПХ-180, катапин А) резко увеличивают гидрофильность поверхности. Это улучшает смачиваемость ее водой и снижает интенсивность отложения парафина. Однако отсутствие в достаточном количестве таких высокоэффективных химических реагентов, их высокая стоимость, ненадежность дозировки и подачи к местам отложения парафина пока сдерживают широкое их применение в практике нефтедобычи.

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 дм 3 /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 Рс 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 = ΔР·ρ·g. Аналогичную роль выполняет рабочий клапан, в котором при превышении давления сверх установленной величины срабатывает подпружиненный клапан и перепускает газ из межтрубного пространства в НКТ.

Источник

Осложнения в работе фонтанных скважин. Методы борьбы с отложениями парафина, смол, солей, очистка от песчаных пробок

Осложнения в работе фонтанных скважин могут быть многообразными. Среди многообразия осложнений можно выделить наиболее часто встречающиеся и наиболее опасные по своим последствиям. К ним можно отнести:

— открытое фонтанирование скважины в результате наруше¬ний герметичности устьевой арматуры;

— пульсацию при фонтанировании, которая может привести к аварии;

— скопление пластовой воды на забое скважины, в результате чего скважина может прекратить фонтанирование;

— образование смолопарафинистых отложений на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб и в выкидных линиях скважин;

— образование песчаных пробок на забое и в НКТ при добыче нефти из продуктивных пластов, из которых вместе с нефтью выходит песок;

— отложение солей на забое скважин и в насосно-компрессорных трубах.

Открытое фонтанирование. Самым опасным при фонтанной эксплуатации осложнением является открытое нерегулируемое фонтанирование. Очень часто при открытом фонтанировании происходят огромные продолжительные пожары, приводящие к преждевременному истощению месторождений, они наносят огромный ущерб животному и растительному миру, воздушному пространству и окружающей среде.

Кроме осложнений и непредвиденных обстоятельств, при вскрытии продуктивного пласта и освоении скважин большую негативную роль играют нарушения в фонтанной арматуре из-за неплотностей соединений или их нарушения вследствие вибрации арматуры, а также возможные разрывы, возникающие в результате разъедания песком или взвесями, выходящими на поверхность вместе с нефтью. Все эти нарушения могут стать причиной тяжелых аварий. Для их предупреждения фонтанная арматура должна опрессовываться на двукратное давление от ожидаемого рабочего давления. При этом должны опрессовываться все отдельные элементы в стационарных условиях и арматура в боре на скважине. Для предупреждения открытого фонтанирования применяют различном конструкции отсекатели, которые спускаются в скважину на определенную глубину или под башмак. Имеются отсекатели, устанавливаемые на шлипсах в обсадной колонне и т.д.

Пульсация в фонтанных скважинах. С пульсацией в фонтанных скважинах борются следующим образом:

— спускают насосно-компрессорные трубы до интервала, где давление ниже давления насыщения;

— периодически сбрасывают газ из затрубного пространства;

— устанавливают пакер в скважине у башмака НКТ, что позволяет направлять свободный газ в НКТ и одновременно повысить эффективность работы газожидкостного подъемника;

— устанавливают в 40-45 м от башмака труб концевой клапан с малыми отверстиями, который открывается после оттеснения жидкости и создает перепад давления 0,1-0,15 МПа. В результате газ через концевой клапан прорывается в НКТ.

— устанавливают в нижней части НКТ башмачную воронку.

Скопление пластовой воды на забое скважины. При фонтанном способе эксплуатации первоначально нефть из скважины идет безводной. Однако со временем вместе с нефтью из пласта в скважину поступает пластовая вода. Для уменьшения содержания воды в нефти и продления безводного периода фонтанирования в скважинах сокращают суточный дебит нефти. Но при уменьшении дебита нефти уменьшаются скорости подъема жидкости по стволу скважины, в результате чего часть воды не выносится вместе с нефтью на поверхность, а постепенно скапливается на забое, что приводит к увеличению забойного давления, снижению дебита скважин, а затем к прекращению фонтанирования. Для предупреждения скопления воды на забое и обеспечения выноса ее на поверхность за счет увеличения скорости подъема жидкости из скважины спускают НКТ до забоя.

Иногда для удаления скопившейся воды на забое используют передвижной компрессор. При нагнетании компрессором газа в затрубное пространство скопившаяся на забое вода выносится струей жидкости через НКТ, и скважина вновь начинает фонтанировать. О скоплении воды на забое скважин узнают по уменьшению давлений в НКТ и затрубном пространстве, которые контролируются манометрами.

Образование смоло-парафинистых отложений. Нефти по своему углеводородному составу разнообразны. В то же время нефти многих нефтяных месторождений содержат в своем составе смоло-парафиновые вещества, представляющие из себя слож¬ную смесь высокомолекулярных углеводородов: парафина, смол, асфальтенов.

В НКТ отложение парафина начинается от точки начала его выпадения до устья скважины, а часть мелких частиц парафина остается во взвешенном состоянии и выносится потоком жидкости на поверхность. Частички парафина, выпадая из нефти в НКТ, слипаются вместе с одновременно выпадающими из нефти смолами и асфальтенами и, образуя липкие комочки твердых углеводородов, которые осаждаются на шероховатых стенках НКТ, уменьшают их сечение, вплоть до полного перекрытия. Отложения парафина в НКТ приводят к значительному сокращению внутреннего сечения и, соответственно, к увеличению сопротивления газонефтяному потоку. Вначале за счет этого снижается дебит нефти и снижается буферное давление, а затем, если не принимать мер, происходит полное перекрытие сечения НКТ и, как следствие, прекращение фонтанирования.

Выпадение парафина из нефти начинается при определенной для данной нефти температуре, которая называется температурой кристаллизации. Температура кристаллизации парафина бывает разной для разного состава нефтей и состава парафиновых фракций.

Температура плавления парафинов колеблется от 30° до 70° С. Для парафинистых нефтей Урало-Поволжья (Самарская, Пермская, Оренбургская области, Татария, Башкирия, Удмуртия) температура, при которой начинается отложение парафина на стенках НКТ, составляет 15°-35° С. А на месторождениях полуострова Мангышлаг наблюдается выпадение парафина в пластовых условиях, причиной этому служит то, что температура кристаллизации там близка к начальной пластовой температуре. Незначительное охлаждение пласта при закачке холодной воды приводит к частичной кристаллизации парафина в пласте, что является причиной ухудшения фильтрации в продуктивном пласте, снижению дебитов и, в конечном итоге, к низким коэффициентам нефтеизвлечения.

Толщина отложений парафина на внутренней поверхности НКТ увеличивается от забоя к устью при снижении температуры и выделении газа из нефти. На нефтяных месторождениях Урало-Поволжья отложение парафина в НКТ начинается на глубине 500-400 м. Максимальная толщина отложений происходит на глубине 250-500 м. Ближе к устью скорости движения газожидкостной смеси достигают наибольшей величины, и парафин откладывается в НКТ значительно меньше, т.к. большие скорости струи жидкости выносят парафины на поверхность. Причиной интенсивного отложения парафина на внутренней поверхности НКТ служит ряд факторов:

— шероховатость внутренней поверхности НКТ, которая содействует выделению газа из нефти и ее охлаждению;

— снижение растворимости парафина в тяжелых нефтях и, со-ответственно, повышение интенсивности выпадения парафина в таких нефтях;

— скорость потока газожидкостной смеси. Чем ниже скорость потока нефти и газа, тем выше интенсивность выпадения парафина;

— концентрация смоло-парафиновых соединений в нефти. Чем выше концентрация, тем больше откладывается парафин на стенках НКТ;

— наличие механических примесей в потоке нефти и газа, которые являются центрами кристаллизации парафина;

— величина снижения давления в потоке нефти и газа. Чем больше перепад давления, тем интенсивнее выделяется газ из нефти, в результате чего снижается температура потока нефти. Кроме того, при разгазировании нефти выделяются легкие фракции, которые являются хорошими растворите-лями парафиновых соединений;

— наличие воды в нефти. Ввиду того, что поверхность металла лучше смачивается водой, чем нефтью, между потоком нефти и внутренней поверхностью НКТ образуются тонкие гидратные слои, на которых парафин не откладывается.

Нормальная эксплуатация фонтанных скважин, из которых добывается парафинистая нефть, невозможна без своевременного удаления отложений парафина со стенок НКТ или без проведения профилактических мероприятий, позволяющих предотвращать выпадение парафина на стенках НКТ. С целью предотвращения отложений парафина и создания нормальных условий работы фонтанных скважин применяют различные способы, к ним относятся:

1. Механические способы.

а) Периодический спуск (в зависимости от интенсивности отложений) в НКТ металлических скребков. Наибольшее применение в промысловой практике получил металлический скребок переменного сечения с раздвижными ножами. Скребки спускают в НКТ на стальной (d =1,8 мм) проволоке. Спуск их вниз осуществляется под действием подвешиваемого к ним специального груза (10-12 кг), а вверх скребки поднимаются лебедкой. Очистка парафина скребками осуществляется при работающей скважине. На устьевой арматуре скважины монтируется лубрикатор с сальником для пропуска стальной проволоки и роликом. Длина лубрикатора делается из расчета, чтобы в него полностью вмещались скребок с грузом.

Ножи скребка во время подъема раздвигаются под действием силы тяжести и трения о стенки труб, диаметр их окружности становится на 2-3 мм меньше внутреннего диаметра НКТ. При спуске скребка подвижные ножи, смещаясь по прорезям, сближаются так, что их наружный диаметр становится на 15-20 мм меньше, чем во время подъема. При подъеме скребка парафин срезается ножами скребка со всей поверхности НКТ. Для спуска и подъема скребков используются автоматизированные депарафинизационные установки (АДУ), которые состоят из лебедки с электродвигателем и станции управления, устанавливаемые в специальных скребковых будках. Последней конструкцией является АДУ-3, работающая автоматически, без вмешательства человека. Спуск скребков на определенную глубину и их подъем осуществляется по заданной программе.

б) Подъем запарафиненных НКТ на поверхность, очистка их от парафина (механическими скребками или с помощью прогрева паром) и спуск их в скважину.

в) Применение автоматических летающих скребков. Ввиду частых отказов эти скребки не нашли широкого применения.

2. Тепловые способы.

а) Прогрев НКТ с помощью закачки острого перегретого пара в затрубное пространство скважины. Острый пар нагнетается в затрубное пространство скважины (t = 300° С), трубы разогреваются, парафин плавится и выносится потоком нефти на поверхность. При этом нагретой струей нефти расплавляется парафин и в выкидных линиях. Прогрев паром осуществляется при работающей скважине.

б) Прогрев НКТ и удаление с их внутренней поверхности парафина путем закачки в скважину подогретой до 120°-150° С нефти.

3. Применение НКТ с покрытием их внутренней поверхности стеклом, эмалью или эпоксидной смолой. Этот способ считается наиболее эффективным. Парафин выпадает на покрытые лаком или смолой поверхности НКТ в небольшом количестве, слабо удерживается на ней и легко смывается потоком нефти.

НКТ, покрытые внутри стеклом, лаком или смолой, обладают стойкостью против кислот, щелочей, агрессивных пластовых вод, поэтому они не только препятствуют отложению парафина, но и защищают металл труб от коррозии.

При этом способе насосами-дозаторами в затрубное пространство при работающей скважине закачивают легкие углеводороды (конденсат, нестабильный бензин), ПАВ или другие химические реагенты. При закачке легких углеводородов парафин растворяется и выносится струей нефти на поверхность.

Сущность применения химических реагентов заключается в гидрофилии. Введенные в поток ПАВ адсорбируются на твердых частицах парафина. Благодаря адсорбции химических реагентов на внутренней поверхности НКТ и на кристаллах парафина образуется тонкая защитная гидрофильная пленка, которая препятствует росту кристаллов и их отложению в НКТ.

В процессе эксплуатации обводненных скважин происходит отложение солей в призабойной зоне пласта, на забое скважины и в НКТ.

img T WTua

Равновесие их поддерживается растворенным в воде углекислым газом. При движении газожидкостной смеси давление в фонтанных скважинах снижается, из воды выделяется углекислый газ и образуются осадки карбонатных солей:

img QHwu46

При снижении температуры потока выпадение солей из раствора замедляется. Таким образом, падение давления газожидкостной смеси в трубах интенсифицирует образование осадков солей, а снижение температуры, наоборот, тормозит этот процесс. Однако при снижении давления сдвиг реакции вправо происходит более интенсивно, чем сдвиг реакции влево при снижении температуры.

В этом заключается основная причина отложения солей в скважинах. Борьбу с отложениями солей в скважинах ведут химическими и механическими методами.

Борьбу с водонерастворимыми отложениями карбонатных солей СаСО3 и МgСО3, сульфатных солей CaSO4 и MgSO4 ведут с помощью дозирования в межтрубное пространство растворов гексаметофосфата натрия (NаРО3)6 и триполифосфата натрия, расход реагентов не превышает 0,1 мас.% от добываемой минерализованной воды. Борьба с отложениями карбонатных солей ведется с использованием 12-15% раствора соляной кислоты:

img pKL6Jb

Для удаления отложений сульфатных солей применяют раствор каустической соды:

img NDE4Dn

Сульфат натрия NaSO4 хорошо растворяется в воде. А гидроокись кальция Са(ОН)2 представляет собой рыхлую массу, которая частично выносится потоком, а частично разрушается при соляно-кислотной обработке:

img 2w1MuJ

В промысловой практике нередки случаи, когда отложения гипса с содержанием сульфата бария полностью закрывают НКТ и обсадные трубы.

Такие трубы поднимают и сдают в металлолом, т.к. они непригодны для дальнейшего использования. А призабойную зону скважины разбуривают и делают химическую обработку с использованием каустической соды и соляной кислоты.

Источник

47.1 Признаки и причины отложения парафинов на нкт и штангах в скважине.

При отборе нефти из скважины меняются физические условия по сравнению с пластовыми условиями, нарушается равновесие состояние растворов углеводородов.

При отборе нефти понижаются давление и температура, а также уменьшается количество легких углеводородов, так что оставшаяся нефть не может удерживать в растворе первоначальное количество твёрдых углеводородов. Парафины выпадают из растворов в виде мельчайших твёрдых кристаллов. Они могут оставаться в нефти во взвешенном состоянии и выноситься с её потоком на поверхность. Однако при некоторых условиях эти кристаллы могут осаждаться на стенках каналов в призабойной зоне, в эксплуатационной колонне, в подъёмных трубах, выкидных трубопроводов, ёмкостях и хранилищах для нефти.

Температура, при которой в нефти появляются твёрдые частицы парафина, называется температурой начала кристаллизации парафина.

Выпадению парафина способствует понижение температуры вследствие расширения газа при снижении давления во время движения по стволу скважины. Чем больше газовый фактор, тем больше эффект охлаждения. Отложению парафина на стенках труб способствуют ещё и следующие факторы: малые скорости движения нефти, шероховатость стенок труб, периодичность их смачивания. Последняя зависит от пульсирующей работы фонтанных скважин. Выпадение парафина происходит от потери лёгких фракций во время работы скважины. После отложения первого слоя дальнейшее отложение происходит интенсивнее. В присутствии воды в нефти парафин выпадает более интенсивно.

Процесс отложения парафина в большей степени зависит от его характеристики. Чем больше тугоплавкость парафина, тем прочнее он прилипает к твёрдой поверхности.

47.2 Методы ликвидации отложений парафинов в призабойной зоне и на оборудовании.

В настоящее время для борьбы с АСПО в скважинном и нефтепромысловом оборудовании широко применяются механические, химические, термические, а также новые способы, среди которых использование методов лакокрасочных покрытий трубы, применение магнитных полей, акустики, вибровоздействия.

Механический способ депарафинизации глубинно-насосного оборудования включает в себя применение различных скребков, укреплённых на колонне насосных штанг, ручных лебедок со скребками и др.

Химическим методом является доставка химического реагента (различного рода растворителей) в НКТ и реагирования его с АСПО.

К термическим способам относят прогрев труб паром в скважине или после извлечения их на поверхность; промывку колонны насосных труб путём закачки в них горячей нефти, нагреваемой на поверхности; прогрев труб электрическим кабелем или погружными электронагревателями, постоянно находящимися в скважине и включаемыми на период депарафинизации; ликвидацию парафиновых пробок “греющимся снарядом” на кабеле другие способы.

Следует отметить, что применение для удаления АСПО тепловых методов должно быть оптимизировано. При недостаточном прогреве АСПО не расплавляются, а только размягчаются и стекают вниз по поверхности НКТ, увеличивая толщину парафиновых отложений в нижней части скважины. Более тугоплавкие АСПО, размягченные до вязкопластичного состояния, затем стареют и еще труднее поддаются удалению. Кроме того, они создают более благоприятные условия для новых отложений. Растворённые при тепловой обработке в нагретой нефти АСПО при её охлаждении в выкидных линиях способны вновь отлагаться на стенках трубопроводов.

Источник

Поделиться с друзьями
admin
Какой - самый большой справочник ответов на вопрос какой
Adblock
detector