8.4. Методы предупреждения формирования аспо в пзп

По технологической сущности методы предуп­реждения образования парафинистых отложений можно раз­делить на следующие группы:

• гидродинамические (Г. Ф. Требин, В. Ю. Капырин, А. В. Савинихина), основанные на поддержании забойных давлений, при которых еще не выпадает парафин в ПЗП;

• тепловые (И. М. Джамалов, 1974; Ф. Н. Котяхов, 1956; Б. Н. Мазепа), основанные на поддержании температуры плавления парафина;

• химические (В. П. Вострикова, Л. Т. Нестеренко, П. В. Михальков), предполагающие использование растворов полимеров и композиций на их основе.

В промысловой практике представляет интерес возможность определения оптимального значения забойного давления, при котором еще невозможно формирование парафинистых отло­жений. Известен способ предупреждения выпадения парафи­на в пористой среде, основанный на ограничении снижения давления на забое эксплуатационной скважины до значения, определяемого по фазовой диаграмме с учетом изменения тем­пературы в ПЗП. Предлагается способ определения забойного давления, основанный на математической взаимосвязи действия различных факторов на процесс формирования парафинистых отложений. Вывод этой взаимосвязи вытекает из следующих соображений. Анализируя выражение 8.5, заметим, что радиус парафинизации будет равен радиусу скважины, когда показа­тель степени равен нулю. Приравнивая показатель степени нулю и производя необходимые преобразования, получаем выраже­ние для вычисления оптимального забойного давления, при котором еще невозможно формирование парафинистых отло­жений в ПЗП:

(8.6)

где - интегральный коэффициент Джоуля-томсона;

а, в, c, d – эмпирические коэффициенты, характеризующие состав и состояние системы.

Для определения по уравнению 8.6 оптимального забойно­го давления, при котором не происходит формирование парафинистых отложений в пористой среде ПЗП, необходимо про­вести термометрические и гидродинамические исследования по толщине продуктивного пласта, отобрать пробу нефти для оценки физико-химических параметров нефти.

8.5. Тепловые методы удаления аспо из трубопроводов и призабойной зоны скважины

Механические методы удаления АСПО хотя и являются достаточно простыми, однако не лишены целого ряда недостатков. Это отказы механических устройств — скребков лебедок; застревание скребков в запарафиненных трубах. Но главное — они не могут быть применены для очистки призабойной зоны от парафина.

Технологичными и доступными методами являются тепло­вые.

Тепло может быть внесено в призабойную зону скважин либо с теплоносителем (жидкостью или газом), либо получено в призабойной зоне путем сжигания там топлива (порох), либо подачей электрического тока на электронагреватель, размещен­ный на забое скважины.

Тепловые методы используют свойство АСПО при повы­шении температуры переходить в жидкую фазу и затем вымы­ваться тем же теплоносителем и скважинными флюидами в процессе эксплуатации.

Механизм воздействия на коллектор при нагнетании теп­лоносителей-растворителей сводится к воздействию на вязкость нефти и нефтепроницаемость коллектора. Однако в данном случае снижение вязкости нефти вызывается не только темпе­ратурным фактором, но и эффектом разжижения нефти горя­чим конденсатом. Кроме того, такой метод обработки приза­бойной зоны способствует активному растворению парафино-смолистых отложений, разрыхлению отложений шлама и уст­ранению водных барьеров. В результате нефтепроницаемость коллектора не только восстанавливается, но и зачастую стано­вится более высокой, чем в начале эксплуатации скважины. После обработки поверхность поровых каналов лиофобизируется (покрывается пленкой горячего конденсата), что в сочета­нии с длительным сохранением в коллекторе повышенной тем­пературы сильно замедляет механизм повторного накопления парафино-смолистых отложений.

Периодическая электротепловая обработка скважин заклю­чается в периодическом кондуктивном прогреве призабойной зоны пласта от глубинного электронагревателя, установленного в ин­тервале пласта. При этом эксплуатацию скважины прекращают и извлекают глубинно-насосное оборудование. Затем на кабель-тросе в интервал продуктивного пласта спускают глубинный элек­тронагреватель, пласт прогревают от 3 до 7 сут., после чего элек­тронагреватель поднимают и возобновляют эксплуатацию сква­жины. Так как призабойная зона весьма интенсивно остывает (темп остывания 3—8 град./ч), продолжительность извлечения электронагревателя из скважины и время пуска скважины в эк­сплуатацию должны быть минимальными.

Для периодической электротепловой обработки скважин применяется самоходная установка СУЭПС-1200 (рис. 8.4). Установка состоит из трех электронагревателей 3 с кабель-тро­сом 4 типа КТГН-10, переоборудованного самоходного каро­тажного подъемника 5 типа СКП с лебедкой, размещенных на шасси автомашины повышенной проходимости марки ЗИЛ-157Е, и трех одноосных прицепов ГАЗ-704. На каждом прицепе смонтировано поверхностное электрооборудование (автотран­сформатор 2 и станция управления 1).

Рис. 8.4. Самоходная установка СУЭПС-1200 в транспортном положении

Глубинный электронагреватель, при помощи которого на­гревается жидкость в скважине, представляет собой электри­ческую печь сопротивления с трубчатым электронагревателем (ТЭН). Электронагреватель предназначен для работы в сква­жинах с диаметром эксплуатационных колонн 141 мм и более. Наружный диаметр электронагревателя составляет 112 мм, дли­на — 3700 мм, масса 60 кг (рис. 8.5).

В головке электронагревателя размещено устройство для крепления брони кабеля — механическое соединение электронагревателя с кабель-тросом, которое осуществляется в за­водских условиях или в мастерских НГДУ.

Кабель КТГН-10 состоит из трех силовых и трех сигналь­ных медных жил, изолированных диэлектрической резиной толщиной 1,5 мм и нефтестойкой резиной толщиной 0,3 мм. Жилы скручены между собой, заключены в хлопчатобумаж­ную оплетку, поверх которой наложена двухслойная броня из стальной оцинкованной проволоки.

Для стационарной электротепловой обработки использует­ся установка (рис. 8.6), состоящая из поднасосного электронаг­ревателя, кабеля и его крепления, станции управления и вспо­могательного оборудования. Конструкция установки по срав­нению с передвижным агрегатом значительно проще. Однако некоторые части обеих установок устроены одинаково, что позволяет в известной мере пользоваться взаимозаменяемыми деталями.

При обработке призабойной зоны эксплуатационных сква­жин в качестве теплоносителя используют нефть или газовый конденсат, воду, пар или парогаз. Паротепловая обработка зак­лючается в периодическом прогреве призабойной зоны сква­жин путем нагнетания в пласт насыщенного пара. При этом скважину останавливают, извлекают глубинно-насосное обо­рудование и в продуктивный пласт нагнетают пар с таким расчетом, чтобы образовалась зона радиусом 10—20 м. После этого скважину обычно герметизируют и выдерживают в те­чение 2—3 сут.

Для паротепловых обработок пригодны месторождения глу­биной до 1000 м, содержащие нефть с вязкостью в пластовых условиях более 50 мПа^·с.