3.4 Методы борьбы с аспо

АСПО при добыче нефти в условиях Западной Сибири, а также ОАО «СНГ» являются одной из основных проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций.

Накопление АСПО в проточной части НПО и на внутренней поверхности НКТ приводит к снижению производительности системы, уменьшению наработки на отказ скважин с УШГН и к снижению общей эффективности работы насосных установок.

Условиями отложений АСПО являются (рис.3.5):

1.Состав нефти, который зависит от концентрации парафинов и асфальтенов, а также от концентрации смол.

2. Физические параметры потока – температура, давление, скорость.

3. Характеристики поверхности – полярность и шероховатость.

В настоящее время существуют следующие методы борьбы с АСПО: тепловые, механические, химические, комбинированные.

Р исунок 3.5 – Условия отложения АСПО

3.4.1 Защитные покрытия внутренней поверхности нкт

Этот метод является предотвращающим отложения парафина, но в последнее время из опыта применения различных видов покрытий можно сделать следующие выводы.

При перевозках, спуско- подъемных операциях и в скважинах НКТ подвергаются значительным ударным, растягивающим, сжимающим, изгибающим и другим нагрузкам. Стеклянное покрытие ввиду его хрупкости, значительной толщины и отсутствия сцепления с металлом трубы ненадёжно и разрушается в процессе СПО. Последнее приводит к образованию стеклянных пробок в колонне НКТ и заклиниванию насосов.

Кроме того, технология нанесения стеклянных и эмалевых покрытий предполагает нагрев труб до 700-800 С, что вызывает необратимые процессы в структуре металла и расплавление вершин резьб.

Недостаточные термо- и морозостойкость эпоксидных смол также являются сдерживающим фактором их широкого применения. С этих позиций лучшими могут считаться НКТ, футерованные стеклоэмалью. Прочность и адгезия эмали высоки. Сколы в процессе спускоподъемных операций и транспортировки в последнее время не наблюдаются. Напротив, большое сопротивление истиранию, низкие тепло- и электропроводность открывают большие перспективы внедрения труб со стеклоэмалевым покрытием в нефтедобывающей промышленности.

3.4.2 Химические методы борьбы с аспо

В настоящее время для снижения отрицательного воздействия АСПО на работу УШГН применяют различные химические реагенты, которые можно подавать в скважину с помощью различных конструкций дозирующих устройств двумя способами: непрерывно и периодически (залповая подача реагента).

Непрерывную подачу ингибиторов парафиноотложений можно осуществлять с помощью устьевых дозировочных насосов. По принципу размещения применяемые типы дозаторов можно разделить на две группы: наземные и скважинные. Первые подают реагент в затрубное пространство скважины с помощью устьевых дозировочных насосов, вторые – непосредственно на прием насоса с помощью глубинных дозаторов.

Установка наземного скважинного дозатора включает в себя следующие узлы и детали (рис. 3.6): опору 8, всасываю­щий клапан 16, нагнетательный клапан 17, цилиндр 12, плунжер 13, пружину 14, шток 11.

Рисунок 3.6 - Схема устьевого дозатора

1-головка балансира; 2-канатная подвеска; 3-верхняя траверса; 4-нижняя траверса; 5-полированный шток; 6-самовар; 7-рабочий манифольд; 8-опора; 9-эксплуатационная колонна; 10-рычаг; 11-шток; 12-цилиндр насоса; 13-плунжер насоса; 14- пружина; 15-емкость для реагента; 16-всасывающий клапан; 17-нагнетательный клапан; 18-затрубный патрубок.

Цилиндр дозатора 12 устанавливается на опоре 8 на резьбе с возможностью перемещения по оси (вверх-вниз). Фиксация корпуса на необходимой высоте обеспечивается регулировочной гайкой.

В цилиндре устанавливаются всасывающий 16 и нагнета­тельный 17 клапаны, соединяющиеся соответственно с ем­костью с реагентом 15 и затрубным про­странством 18 сква­жины гибкими про­резиненными шлан­гами.

Всасывание и нагнетание реагента осуществляется плунжером 13, полу­чающим возвратно-поступательное дви­жение от рычага тра­версы канатной под­вески 10, воздейству­ющего на шток 11 подпружиненного плунжера. Плунжер пере­мещается в цилинд­ре 12. Плунжер и ци­линдр являются го­товым изделием, заимствованным из сис­темы подачи топли­ва автомобиля типа "КамАЗ" и представ­ляет собой притертую пару.

Дозатор после сборки монтируется на колонном фланце скважины. Для этой цели к опоре 8 предварительно привари­вается дугообразная пластина с отверстиями под шпильки колонного фланца.

Положение дозатора на колонном фланце выбирается в соответствии с размещением станка-качалки и сальника-само­вара. Емкость с реагентом также размещается произвольно в зависимости от наличия свободного места на устье скважины. После установки дозатора и емкости производится их обвязка по месту. Перед пуском в работу следует определиться с дозировкой химического реагента.

Обычные устьевые дозаторы доступны для осмотра и обслуживания, но воздействие на жидкость с целью уменьшения АСПО при этом способе неэффективно по следующим причинам:

• при дозировании в затрубное пространство реагент, проходя через слой эмульгированной нефти, срабатывает и к приему насосов или башмаку НКТ поступает лишенным активности. Для достижения эффекта приходится намеренно увеличивать дозу реагента, что снижает экономичность способа;

• многие реагенты при снижении температуры окружающей среды увеличивают вязкость, а в зимнее время замерзают, что затрудняет операции с ними;

• необходимость постоянного контроля за работой дозировочных насосов.

Периодическая подача ингибитора осуществляется в виде залповой подачи в пласт больших объемов раствора передвижными насосными агрегатами. Метод по технологическому осуществлению прост, не требует применения постоянно действующих механизмов, однако, крайне неэкономичен.

Исследования показали, что более половины закачанного в пласт реагента выносится вместе с пластовой жидкостью в первый месяц работы скважины, в то время как количество эффективно используемого реагента составляет 20-30 % от объема.