Скидка на подшипники из наличия!
Уже доступен
Асфальтосмолопарафиновые отложения представляют собой сложную систему парафинов, асфальтенов, смол и механических примесей. Основные компоненты - парафино-нафтеновые углеводороды, конденсированные в асфальтеновых кластерах. В пластовых условиях соединения находятся в растворенном состоянии, однако при изменении термобарических параметров начинают выделяться из нефти.
Образование отложений происходит вследствие молекулярной диффузии, сдвигового воздействия потока, гравитационного осаждения и термодиффузии. Критическим параметром является температура насыщения нефти парафином. При подъеме флюида происходит снижение температуры из-за охлаждения потока в стволе скважины. Когда температура опускается ниже температуры насыщения, начинается кристаллизация парафинов.
Максимальная толщина отложений наблюдается на глубине 50-200 метров от устья. Начало формирования АСПО происходит на глубине 500-900 метров. Наиболее подвержены парафинизации скважины с дебитом менее 50 м³/сут, так как при низких скоростях потока увеличивается время контакта нефти с охлажденной поверхностью труб.
Ингибиторы парафиноотложений представляют собой композиции поверхностно-активных веществ в органическом растворителе. По механизму действия реагенты классифицируются на депрессоры, модификаторы, диспергаторы и смачивающие агенты. Депрессоры сокристаллизуются с зародышами парафиновых кристаллов, изменяя их структуру. Модификаторы связывают наночастицы асфальтенов. Диспергаторы образуют тонкодисперсную систему, которая уносится потоком без осаждения.
Дозирование реагентов осуществляется постоянно с помощью насосов-дозаторов в точке приема УЭЦН или в затрубное пространство. Типичная дозировка варьируется от 50 до 300 г/т нефти. Температура в точке подачи должна быть не ниже средней температуры кристаллизации парафинов. Применение возможно только после предварительной очистки от существующих отложений. При правильном использовании межремонтный период увеличивается в 2-4 раза.
Термические методы основаны на свойстве нефтяного парафина плавиться при температурах 50-70°C. При повышении температуры силы сцепления отложений ослабляются, происходит отделение АСПО с последующим уносом потоком. Дальнейшее нагревание приводит к растворению массы отложений в нефти.
Наиболее распространенный способ на скважинах с ШГН - закачка в затрубное пространство подогретой до 130-150°C нефти агрегатом АДПМ. Горячая нефть нагревает НКТ, восходящий поток смывает отложения. Преимущество - возможность глубокого прогрева скважины.
Горячий водяной пар подается под давлением 8-15 МПа, выталкивает нефть и выходит в пласт. Метод эффективен для высоковязкой или парафинистой нефти при глубине залегания до 1200 метров. Температура пара на устье достигает 125-256°C в зависимости от параметров установки.
Технология предусматривает спуск греющего кабеля в НКТ с подачей электрической мощности для поддержания температуры выше точки выпадения парафинов. Установка работает при температурах от минус 60°C до плюс 50°C. Метод обеспечивает непрерывную защиту без остановки добычи.
Механические методы предполагают удаление образовавшихся отложений с помощью скребков различных конструкций. Принцип действия - соскабливание парафина со стенок труб при перемещении скребка вверх и вниз по стволу скважины.
Для фонтанных скважин применяются летающие скребки УфНИИ, использующие энергию фонтана. В скважинах с ШГН используют скребки-центраторы, укрепляемые на штангах. Для УЭЦН применяются полуавтоматические установки ПАДУ и УДС. Для эмалированных НКТ разработаны специальные эмалированные скребки с силикатно-эмалевым покрытием, предотвращающим адгезию АСПО.
Перспективным направлением является сочетание теплового излучателя и подогреваемого скребка. Такая комбинация обеспечивает эффективность 90-98% за счет одновременного воздействия тепла и механического снятия размягченных отложений.
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.