Высокие темпы обводнения добываемой продукции приводят к повышению температуры газонефтяного потока, к гидрофилизации поверхности НКТ, способствующей срыву образовавшихся отложений АСПВ с поверхности оборудования, и в итоге приводят к снижению парафиноотложения.
Для своевременного выявления парафинопроявляющего фонда, скважины необходимо оборудовать термокранами для замера устьевых температур. При низких устьевых температурах (ниже 35оС) начнётся парафинизация оборудования, а при соответствующих условиях (обводнённость выше 30%) и гидратообразование.
В настоящее время в промысловой практике применяют следующие методы защиты оборудования от парафинизации: механические, химические, тепловые, физические, электрические, адгезионные.
Накопленный опыт показывает, что в зависимости от интенсивности процесса, глубины выпадения АСПВ, способа эксплуатации, каждый из этих методов имеет свои области применения.
К механическим методам очистки НКТ от отложений парафина относится применение скребков различной конструкции.
Химический метод заключается в применении растворителей, депрессаторов и ингибиторов парафиноотложения. Ингибиторы парафиноотложения применяют для предотвращения выпадения АСПВ на стенках НКТ, депрессаторы снижают температуру застывания нефти, растворители растворяют парафиновые отложения.
Физический метод предусматривает применение магнитных активаторов для изменения электромагнитного поля продукции добываемого фонда, за счёт изменения полярности компонентов нефти предотвращается образование крупных соединений углеводородных фракций.
Электрический способ заключается в применении греющих кабелей для ликвидации парафиновых и гидратных отложений.
Тепловой метод очистки включает в себя применение обработок, горячей нефтью, водой и продувки паром.
К адгезионным методам относится применение футерованных труб с защитными покрытиями. В качестве покрытий используют полимерные, эпоксидные и другие материалы. Применение полимерных порошковых материалов позволяет значительно расширить количество защитных покрытий из нерастворимых материалов, которые не подвергаются старению и механическому износу, надёжно защищают оборудование от отложений АСПВ в течении 4-5 лет.
Наиболее эффективным средством борьбы с парафинизацией оборудования является применение электрических и тепловых методов защиты.
Применение футерованных труб целесообразно на высокодебитном фонде.
Применение магнитных активаторов будет неэффективно для нефтей с таким составом и свойствами.
Химический метод не рекомендуется из-за того, что для парафиногидратных отложений не подобраны растворители. Подбор растворителя проводится в лабораторных условиях на пробах нефтей и отложений АСПВ.
Таким образом, для условий эксплуатации данного месторождения наиболее эффективным будет применение тепловых и электрических методов защиты оборудования от парафинизации.
Рекомендуются обработки горячей нефтью с помощью парожидкостных генераторов (установка на базе ППУ). Опыт применения таких установок на месторождениях Западной Сибири имеется.
При обводнённости продукции выше 30% рекомендуется прогрев НКТ греющим кабелем, для предупреждения выпадения гидратов и уменьшения вероятности интенсивной парафинизации.
При достижении обводнённоти добываемой продукции до 75-80%, запарафинированние скважин будет незначительным, целесообразно проведение профилактических мер: промывка скважин горячей нефтью или горячей водой с добавлением поверхностно-активных веществ (ПАВ). В качестве ПАВ могут быть использованы реагенты ОП-10, неанол, сульфанол.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.