Мероприятия по предупреждению и борьбе с отложениями парафина

Парафинизация промыслового оборудования происходит при всех способах добычи парафинистых нефтей, по характеру распределений парафиновых отложений и интенсивности их роста несколько различны в зависимости от способов добычи нефти. Опыт показывает, что отложения парафина обнаруживается на стенках эксплуатационных колонн, выкидных линий, в замерно-сепарационных установках, в сборных резервуарах, где возникают условия способствующие его осаждению.

Под механизмом парафинизации следует понимать комплекс процессов обусловливающих накопление твердой фазы на поверхности оборудования при добычи нефти.

Очень важно, в первую очередь выяснить причину накопления парафина: к первым обстоятельным исследованиям в этой области следует отнести, очевидно, работы Рестли. Причины выпадения парафина из нефти он видит в уменьшении растворимости парафина за счет снижения температуры нефти, при отдаче тепла в окружающую среду, а также в результате разгазирования.

Если поверхность оборудования холоднее, чем температура соприкасающейся с ней нефти выпадает дополнительное количество кристаллов парафинов.

Если же поверхность оборудования имеет температуру одинаковую с температурой нефти, то прочного закрепления кристаллов парафина, взвешенных в потоке, на поверхности не достигается.

На Самодуровском месторождении используются глубинные штанговые насосы, отлагающийся на трубах и штангах парафин удаляется в основном двумя способами: механическим и термическим. Кроме того, стали применять новый способ для предупреждения парафинов – нанесение защитных покрытий на наружную поверхность штанг и внутреннюю поверхность НКПС. При использовании труб, покрытых бакелитово-эпоксидными смолами, также получают хорошие результаты по предотвращению отложений парафина. Бакелитово-эпоксидное покрытие более прочно и характеризуется высокой механической прочностью и эластичностью; также покрытие не разрушается до достижения предела упругой деформации металла и тем обеспечивается больший межремонтный период работы скважины.

Депарафинизация подъемных труб механическими скребками заключается в срезании со стенок труб отложений парафина. Различают скребки непрерывного и периодического действия. Скребки приводятся в действие лебедками, энергией восходящего потока жидкости или штангами в зависимости от способа эксплуатации скважины, ее дебита и местных условий. Многолетняя практика применения скребков показывает их преимущество перед другими способами депарафинизации по простоте способа и в экологическом отношении.

Депарафинизация прокачкой горящей нефти. Сущность способа депарафинизации подъемных труб с применением горячей нефти состоит в подаче в скважину в качестве теплоносителя, нефти, подогретой до 60^о– 80^оС. Процесс депарафинизации с применением горячей нефти очень прост и значительно эффективен, чем подъем труб для очистки на поверхность. Этот способ применим для фонтанных, компрессорных и глубинных насосных скважинах. Применяют 2 схемы: депарафинизацию труб горячей нефтью: кольцевую и центральную.

При кольцевой схеме горячая нефть закачивается в кольцевое пространство между обсадной и подъемной колоннами труб, а при центральной схеме – непосредственно в подъемные трубы.

Выше описанные способы депарафинизации нашли широкое промышленное применение на промыслах России. Существуют еще химические способы очистки труб и штанг от парафина с применением растворителей (бензина, бензола и других органических продуктов).

В ОАО «Оренбургнефть» и конкретно на Самодуровском месторождении применяются следующие методы борьбы с парафином:

4. новые методы борьбы с отложениями парафина:

За период 2013-2015 год в ОАО «Оренбургнефть» были применены экспериментальные штанги с полиамидными скребками 19-22мм., изготовитель СП «Канарос» и установлены 24 штанговращателя Канадского производства с целью борьбы с отложениями парафина. Было оборудовано 35 скважин, в том числе штанги с штанговращателями были установлены в:

В 7 скважинах штанги с полиамидными скребками (изготовитель СП «Канарос») в ЦДНГ – 2.

В 4 скважинах штанги с полиамидными скребками ТОО «ГРИФ-1» г.Саратов в ЦДНГ – 5.

По состоянию на 01.01.2016 года в работе находятся 30 скважин оборудованных штангами с полиамидными скребками и 5 скважин со штанговращателями.

В процессе эксплуатации штанговращатели в количестве 18 штук вышли из строя по причине заводского дефекта – износ зубьев колес храпового механизма и рабочей части планки кулачкового исполнительного механизма.

В условиях НГДУ ремонт зубьев колеса храпового механизма провести невозможно. В 6 скважинах по различным причинам были извлечены штанги со скребками по различным причинам. За период эксплуатации данного оборудования ремонты, связанные с депарафинизацией глубинно-насосного оборудованияя выглядят следующим образом (таблица 3.1)

Таблица 3.1 Распределение ремонтов по скважинам

Из приведенных данных видно, что за период эксплуатации оборудования СП «Канарос», ТОО «ГРИФ-1» ремонты, связанные с депарафинизацией глубинно-насосного оборудования на Самодуровском месторождении не сокращались, в то же время проводились ремонты связанные с выходом из строя глубинных насосов из-за попадания осколков от скребков в клапана насосов, а также происходило забивание осколками от скребков центробежных насосов, счетчиков на АГЗУ Самодуровского месторождения. Как видно из таблицы 3.1 значительная эффективность от применения штанговращателей наблюдается только на ЦДНГ № 2.

Вывод: необходимо продолжить использование штанг, оборудованных скребками на ЦДНГ № 2, но только других заводов изготовителей, так как скребки СП «Канарос» и ТОО ГРИФ-1» подвергаются разрушению в процессе эксплуатации, а штанговращатели имеют заводской дефект. На Самодуровском месторождении метод не эффективен.

Основным методом в наших условиях для борьбы с отложениями парафина в подъемных лифтах, в выкидных линиях скважин, продолжает оставаться пропарка горячим паром от передвижных ППУ, а также проведение периодических заливок в затрубное пространство скважин растворов деэмульгаторов полимерной фракции. Заливка осуществляется по графику, что дает хорошие результаты.

В мае 2012 года один электронагреватель фирмы «Рейхал» был установлен в скважине № 673 Самодуровского месторождения, МРП до установки нагревателя - 120 суток, после установки - 1035 суток. Но в данной скважине из-за снижения притока жидкости, уменьшения динамического уровня и в связи с ограниченным размером (длиной) кабеля, нагреватель был поднят и установлен в скважине № 423 Самодуровского месторождения (11.11.2013г.), МРП до установки – 80 суток, после установки - 360 суток, но из-за снижения притока жидкости так же был поднят и установлен на скважине № 752. МРП до установки - 120 суток, после установки - 150 суток. Затем нагреватель вышел из строя. После ремонта установлен в скважине № 673 (07.2014г.). МРП до установки - 120 суток, продолжает работать. Второй нагреватель был установлен на скважине № 438 Самодуровского месторождения (26.09.2012г.). МРП до установки - 121 сутки, после установки - 485 суток. Из-за снижения притока жидкости нагреватель был поднят и установлен в скважине № 175 Пономаревского месторождения (7.02.2013г). МРП до установки - 100 суток, после установки - 538 суток. Из-за увеличения динамического уровня (электронагреватель не должен быть в жидкости). Его извлекли и установили на скважине № 438 Самодуровского месторождения. После 90 суток произошло снижение изоляции до 0. После ремонта электронагреватель был спущен в скважину № 643 Самодуровского месторождения (25.07.2014). МРП до установки - 90 суток, после установки продолжает работать на 01.01.2016г.

Выводы: несмотря на некоторые недостатки (невозможность работы при снижении или увеличении давления) электронагреватель показал и хороший эффект. МРП по скважинам увеличивается в 3-4 раза. Необходимо продолжать внедрение данного типа электронагревателей и увеличивать их количество.

В ОАО «Оренбургнефть» на Самодуровском месторождении при снижении производительности скважин на 50% в связи с отложением парафина в НКТ с целью ее восстановления, производились химические обработки глубинно-насосного оборудования с помощью пиролизной смолы, гексановой полимерной фракцией, которые являются самыми эффективными средствами борьбы с отложениями парафина. В 2010 году обрабатывались 14 скважин, количество обработок - 24, в 2011 году обрабатывалось 19 скважин, количество обработок – 38. С применением химических обработок МРП увеличился на 30 суток на Пономаревском месторождении и на 80 суток на Самодуровском месторождении.

К сожалению, за последние 4 года (2012-2015) количество таких обработок по скважинам Самодуровского месторождения уменьшилось из-за недостатка средств. Пиролезная смола чаще применяется на Родниковском месторождении, где наблюдается значительное отложение гипса в скважинах. За 2012-2015 годы было проведено 12 обработок скважин.

Вывод: необходимо продолжить обработки скважин пиролезной смолой, которая дает хорошие результаты, а также по возможности искать более дешевые материалы для обработки скважин.

С целью борьбы с парафином применялись новые методы.

Начиная с 1996 года применялись магнитные активаторы американского производства «Магнифло», которые хорошо зарекомендовали себя за время испытаний. Несмотря на многообразие условий применения существуют некоторые общие руководящие рекомендации относительно определения числа и места установки «Магнифло».

Весьма важное правило для такого выбора может быть сформулировано следующим образом: место обработки должно располагаться перед любым участком, где происходит накопление отложений парафина или других минеральных солей.

При использовании для ослабления, контроля или устранения отложений парафина, когда его отложения начинаются на глубине выше 915м., «Магнифло» размещать нужно на глубине 400-500м. ниже известной линии выпадения парафина.

Когда отложения парафина происходят выше 1830 м. размещать систему необходимо на глубине 915 метров, а вторую систему на глубине 400-500м. ниже известной линии отложения парафина.

На Самодуровском месторождении «Магнифло» был установлен на скважине № 758 09.07.2012г. на глубине 600м. МРП до установки был 120 суток, после установки скважина проработала 188 суток. За 2013 год МРП составил 165 суток; 2014 год – 159 суток; 2015 – 230 суток.

На скважине № 210 магнитный активатор установлен 1 декабря 2012 года, также на глубине 600 метров 5 марта 2013 года цехом ТРС произведена депарафинизация НКТ, МРП до установки 75 суток, после 98 суток. По этой скважине МРП за 2013 год составил 105 суток, 2014 – 365 суток, 2015 год – 280 суток. Кроме «Магнифло» на данных скважинах проводились обработки НКТ смолой Б-3.

Выводы: было замечено, что увеличение МРП по скважинам оборудованным магнитными активаторами было достигнуто за счет проведения на этих скважинах обработки лифта смолой Б-3. Поэтому необходимо совместить внедрение активатора «Магнифло» с обработками пиролизной смолой.

Кроме «Магнифло» американского изготовления позже стали применяться активаторы магнитные (АМС) отечественного производства. Активатор магнитный скважинный изобретенный НПК «Новые технологии» предназначен для магнитной обработки нефти, водонефтяных эмульсий и воды в добывающих и нагнетательных скважинах с целью:

1. предотвращение отложения парафина и смол на стенках НКТ и насосного оборудования на 85-90%;

3. повышения приемистости нагнетательных скважин до 30%.

Активатор магнитный скважинный состоит из неразборной системы постоянных магнитов, залитых в пластмассу и установленных в стальном корпусе. Корпус активатора выполнен из насосно-компрессорной трубы со стандартными резьбами на конусах. При прохождении жидкости с определенной скоростью через систему постоянных магнитов некоторые физические свойства меняются до значений, необходимых для получения положительного эффекта

Активатор магнитный скважинный АМС при эксплуатации не нарушает технологический процесс не оказывает влияния на обслуживающий персонал и окружающую среду.

Магнитные активаторы на Самодуровском месторождении применяются с декабря 2014 года данного типа (АМС).

В декабре 2014 года на Самодуровском месторождении на 5 скважинах 438, 717, 780, 752, 673 были установлены на приеме штанговых насосов магнитные активаторы (АМС), разработанные и изготовленные научно-производственной компанией «Новые технологии» г. Нижневартовск.

Анализ проведенный на 01.01.2016г. показал, что по скважине № 717 МРП до установки составил 90 суток, после установки 385 суток и скважина продолжает работать. Такой же положительный результат получили по скважине № 780. МРП до установки был равен 120 суток, после - 317 суток.

В скважине № 752, МРП до установки - 120 суток, после установки через 100 суток, а затем еще через 54 суток провели 2 ремонта. Активатор установили на скважину № 734, которая в настоящее время работает. Также не дали положительного результата магнитные активаторы, установленные в скважинах № 438, 673.

После установки ремонт по ним производился 3 раза. В настоящее время эти активаторы установлены на других скважинах.

Выводы: из 5 скважин, на 2-х скважинах Самодуровского месторождения получен положительный эффект. Так как срок применения АМС еще небольшой, необходимо продолжить работу по их внедрению с целью более лучшего их изучения.

ЧТО И КАК ПИСАЛИ О МОДЕ В ЖУРНАЛАХ НАЧАЛА XX ВЕКА Первый номер журнала «Аполлон» за 1909 г. начинался, по сути, с программного заявления редакции журнала...

Конфликты в семейной жизни. Как это изменить? Редкий брак и взаимоотношения существуют без конфликтов и напряженности. Через это проходят все...

Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычислить, когда этот...

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: