Тема 6. Очистка фильтра скважины и эксплуатационных колонн от отложений парафино-смолистых веществ

В группу парафинов входят твердые углеводороды от С₁₇Н₃₆ до С₇₁Н₁₄₄. Плотность парафина в твердом состоянии колеблется от 865 до 940 кг/м³. Чистые парафины – белые кристаллические вещества, которые при определенных термодинамических условиях пласта находятся в растворенном состоянии. Состав парафиноотложений зависит в определенной степени от свойств и состава исходной нефти, а также от места отложения по пути движения нефти. В зависимости от процентного (по весу) содержания парафина, нефти разделяются на парафинистые (более 2% парафина), слабопарафинистые (от 1 до 2% парафина) и беспарафинистые (менее 1% парафина). Точное значение состава парафиноотложений имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними, в частности для выбора химических реагентов.

Находящиеся в нефти парафиновые вещества могут выпадать как в призабойной зоне плата, так и на различных участках внутрискважинного и наземного оборудования, а также в коммуникациях. Смолы и асфальтены оказывают существенное влияние на процесс формирования кристаллов парафина вследствие их высокой адсорбционной способности и задерживают их рост, что приводит к образованию прочной структуры. Толщина отложений и содержание парафина увеличивается по мере приближения к устью. Это происходит по следующей причине: пока в пласте и далее по лифту давление будет падать от первоначального Р_пл до давления насыщения Р_нас, смесь углеводородов будет находится в однофазном состоянии, как только в лифте давление станет ниже Р_нас начнется процесс выделения газа. Дальнейшее снижение давления приведет к увеличению объема газовой фазы и созданию критических условий, при которых начнут выделяться и твердые углеводороды (парафин), объем которых будет непрерывно возрастать от точки (Р_кр,Т_кр) до максимума у устья. Количество парафиноотложений по мере приближения к устью скважины будет также возрастать за счет более интенсивного перехода его в твердую фазу из жидкой и за счет приноса его на оболочках газовых пузырьков из нижних слоев движущейся нефти, где он выкристаллизовывается. Это происходит благодаря наличию относительного движения газа, который движется быстрее, чем жидкостью точки начала выделения газа (Р_нас) и начала выделения твердой фазы – парафина – (Р_кр,Т_кр) могут находится на различной глубине в зависимости от технологического режима работы скважины (от Р_заб и Р_уст)снижение Р_заб и Р_уст. Приводит к началу образования газовой фазы в более низких точках НКТ. При этом увеличивается длина участка подъемных труб, на которой будут отложения парафина. Известно, что парафин откладывается неравномерно по всей длине НКТ, увеличиваясь от места начала кристаллизации вверх. Кроме того, температура плавления парафина уменьшается снизу вверх, т.е. в нижней части выпадают кристаллы более тугоплавких парафинов, а в верхней – менее термостойкие парафины, что необходимо учитывать при проведении технологических обработок.

В процессе фонтанирования скважины, за счет теплопередачи в окружающую среду, падения давления и выделения растворенного газа в подъемных трубах, происходит охлаждение нефти. При снижении температуры нефти ниже определенного критического значения парафин кристаллизуется на стенках подъемных труб. Отложения парафина на стенках труб, арматуры и трубопроводов уменьшает проходное сечение, создает дополнительные сопротивления движению нефти и газонефтяной смеси, что повышает противодавление на забой скважины и, как следствие этого, уменьшает приток нефти из пласта в скважину. На практике прекращается фонтанирование из-за полного запарафинивания подъемных труб, арматуры и т.д.

В скважинах, оборудованных УШГН, отложение парафина в колоннах подъемных труб и на штангах создает дополнительное сопротивление движению не только жидкости, но и штанг, что значительно увеличивает нагрузку на станок-качалку, а это в свою очередь, приводит к обрыву штанг или поломке их в нижней части ближе к плунжеру при возникновении осевых нагрузок, ухудшению условий работы глубинного насоса и станка-качалки, к повышению расхода электроэнергии. Также на скважинах, оборудованных УШГН, парафиноотложения будут наблюдаться с большей глубины, чем для фонтанных скважин оборудованных УЭЦН из-за малодебитности и снижения тепломассопереноса.

Кроме того, из-за отложения парафина на стенках труб в них увеличивается давление, а это приводит к увеличению утечек жидкости через плунжер и клапан насоса, и, как следствие, уменьшению коэффициента подачи насоса.

В скважинах, оборудованных УЭЦН, при отложении парафина увеличивается противодавление на насос, в результате чего производительность его снижается, повышаются энергетические затраты, уменьшается КПД установки.

Значительное снижение производительности может привести к перегреву электродвигателя и преждевременному выходу его из строя. Частые спуско-подъемные операции, связанные с заменой глубинного оборудования, приводят к порче бронированного кабеля, засорению забоя скважины и т.д. также для нефтяных скважин, эксплуатирующихся УЭЦН, интенсивность отложения парафина несколько снижается в связи с термообработкой пластовой жидкости погружным электродвигателем. При этом температура откачиваемой жидкости увеличивается на 10-13 градусов по сравнению с фонтанным способом, что приводит к сдвигу точки (Т_кр ,Р_кр) вверх по лифту на несколько сот метров. Однако наблюдаемое увеличение температуры жидкости не исключает полностью осложнений, вызванных выпадением парафина. Отложения парафина может привести к полному прекращению подачи жидкости, в такой ситуации необходимо полностью поднимать оборудование из скважины. Эта операция трудоемка и, как правило, происходит в осложненных условиях.

Таким образом, при любом способе добычи постепенное штуцирование проходного сечения НКТ парафиноотложениями ведет к снижению производительности скважины, а, следовательно, и к снижению общего объема добытой нефти и, наконец, к отказу подземного оборудования. В этих условиях нормальная работа скважин невозможна без правильного выбора технологии борьбы с отложениями парафина, что будет способствовать: сокращению числа ремонтов и уменьшению простоев скважин, позволит продлить срок службы оборудования, обеспечить ритмичную работу промысла и снизить себестоимость тонны нефти.