Як показує практика, основними об'єктами для освіти відкладення парафіну є насоси свердловин, НКТ, викидних лінії від свердловин, резервуари промислових збірних пунктів. Найбільш інтенсивно АСПО відкладаються на внутрішній поверхні НКТ.
Промислові дослідження показують, що характер розподілу парафінових відкладень в труби різного діаметру приблизно однаковий. товщина про
тложеній поступово збільшується від місця початку іхобразованія на глибині 500-900 м і досягає максимуму на глибині 50 - 200 м від гирла свердловини, потім зменшується до товщини 1-2 мм в області гирла.
На освіту АСПО впливають:
· Зниження тиску на вибої свердловини і пов'язане з цим порушення гідродинамічного рівноваги ГЖС;
· Зменшення температури в пласті і стовбурі свердловини;
· Зміна швидкості руху ГЖС і окремих її компонентів;
· Склад вуглеводнів в кожній фазі суміші;
· Співвідношення обсягу фаз;
· Стан поверхні труб.
Інтенсивність освіти АСПО залежить від переважання одного або декількох факторів, які можуть змінюватися в часі і глибині, тому кількість і характер відкладень не є постійними.
Вплив АСПО на роботу підземного обладнання
Під парафінові сполуками, що виділяються з нафти у видобувних свердловинах в процесі їх роботи, розуміють складну вуглеводневу фізико-хімічних суміш, до складу якої входять різні речовини, такі як парафіни, асфальтосмолисті з'єднання, сілікагелевой смоли, масла, вода. Механічні домішки.
Наявність парафіну незалежно від його кількості в нафти ставить перед виробничниками багато технологічних і технічних завдань, пов'язаних з ліквідацією ускладнень, що викликаються парфіноотложеніямі.
В процесі роботи свердловини виникають певні умови, при яких інтенсивність парафіноотложеній зростає:
1. зниження тиску в області забою і пов'язане з цим порушення гідродинамічного рівноваги газорідинної суміші (ГЖС);
2. інтенсивне газовиділення;
3. зменшення температури в пласті і стовбурі свердловини;
4. зміна швидкості руху ГЖС;
5. склад і співвідношення вуглеводнів в кожній фазі ГЖС.
Оскільки для нормального процесу видобутку нафти проблему представляє не сам факт випадання парафіну з нафти, а його накопичення на підземному обладнанні і НКТ, то й інтерес викликають умови освіти АСПО в свердловині. Деякими такими умовами є:
· Адсорбційні процеси на кордоні метал парафін;
· Наявність на поверхнях відкладень продуктів руйнування пласта, мехпримесей, продуктів корозії металів і т.д .;
· Шорсткість поверхні підземного обладнання (особливо НКТ);
· Швидкість руху ГЖС;
· Структура потоку рідини.
Практика видобутку парафінистої нафти показує, що основними місцями відкладень парафіну є:
- викидні лінії отскважін;
- резервуари промислових збірних пунктів.
Товщина відкладів збільшується поступово від місця початку їх утворення на глибині 500-900 м і досягає максимальної товщини на глибині 50-200м від гирла, потім зменшується до 1-2мм в області гирла.
3.5 Технологія застосування кабелю, що гріє УЕЦН для боротьби з АСПО
Одна з проблем, серйозно ускладнюють експлуатацію багатьох нафтових родовищ Західного Сибіру - утворення гідратів-парафінових пробок (ДПП) в працюючих свердловинах. Незважаючи на інтенсивні профілактичні заходи (скребкованіе, гарячі промивання, використання інгібіторів парафіноотложеній) повністю виключити утворення ДПП, не вдається, що призводить до втрат у видобутку нафти, що відбувається через зупинок свердловин для проведення відновлювальних заходів. Для повернення свердловин в робочий стан необхідно вживати серйозних заходів по ліквідації гідратів-парафінової пробки великої протяжності (50-300м), на що витрачаються значні сили і засоби. Для радикального вирішення проблеми потрібна розробка такої технології, при якій зовсім були відсутні б умови для утворення ДПП в свердловині, необхідно створення методів, які були б спрямовані не на боротьбу з наслідками утворення гідратів-парафінових пробок, а на запобігання умов їх утворення.
3.5.1 Технологія застосування кабелю, що гріє
Одним з головних чинників сприяють виділенню парафіну з нафти і освіти гідратів є температура. Підвищення температури нефтеводогазовой суміші в НКТ, дозволяє ізбежатьобразованія гідратний-парафінових пробок. Принцип роботи кабелю, що гріє полягає в нагріванні внутрішнього простору насосно-компресорних труб за допомогою спеціального ізольованого нагрівального кабелю, який міститься в інтервал інтенсивного гідратів-парафіноотложеній. Застосування того чи іншого кабелю, що гріє визначається способом видобутку нафти. Для свердловин, оснащених штанговим глибинним насосом (ШГН), нагріти скважинную рідина можна за допомогою нагрівального кабелю, прокладеного тільки зовні НКТ (рис.3.14, а), так і в середині НКТ знаходиться штанга. Для свердловин, оснащених електроцентробежним насосом (ЕЦН), а також фонтанних і газліфтних нагріти скважинную рідина можна за допомогою нагрівального кабелю, що опускається в НКТ (рис.3.14, б) через лубрикатор.
Малюнок 2.15 -Розташування нагрівальних кабелів в свердловині:
а) свердловина з ШГН, б) свердловини з ЕЦН, фонтанні і газліфтних: 1 - насосно-компресорна труба; 2 - штанга насоса; 3 - кабель; 4 - обсадна колона.
За допомогою пакета прикладних програм ANSYS моделювалося температурне поле в поперечному перерізі свердловини, воно обчислювалося з умови, що дебіт дорівнює нулю (рис.3.15).
З малюнка видно, що при потужності кабелю 100 Вт / м температура нафти в НКТ складе 47 ° С, в той час як при нагріванні самонесучим кабелем, розташованим в НКТ, 43 ° С при потужності 24 Вт / м.
Отже, нагрівання кабелем, розташованим всередині НКТ, вимагає в кілька разів меншої потужності, ніж нагрів кабелем, розташованим зовні НКТ. До числа методів по боротьбі з гідратної-парафінові пробками, застосовуваним на підприємстві, відносяться: спуск-підйом скребків, гаряча обробка свердловин нафтою. Дані методи потребують значних матеріальних витрат і витрат трудових ресурсів, а також не завжди виявляються ефективними, що призводить до тривалих простоїв свердловин.
На даний момент гріє кабелем обладнані 7 свердловин, які є найбільш проблемними в плані освіти гідратів-парафінових пробок.
3.5.2 Техніка та обладнання для здійснення прогріву свердловин гріє кабелем
Технологія реалізується за допомогою установки по прогріванню свердловин (УПС). УПС дозволяє в автоматичному режимі керувати прогревом і забезпечувати захист нагрівального елементу.