БОРОТЬБА З ВІДКЛАДЕННЯМ ПАРАФІНУ І СОЛЕЙ

Значна частка ускладнень при здобичі нафти і газу відбувається через парафінові відкладення в НКТ. В нафті досить часто міститься така кількість парафіну, який при певних умовах виділяється з неї і відкладається на забої свердловини, в підйомних трубах і у всіх поверхневих спорудах, по яких протікає нафта. Так, наприклад, в нафтах родовищ Башкирії, Татарія, Тюмені, Мангишлака і ін. зміст парафіну досягає 30%. Нафти родовищ Азербайджану, таких як Мішовдаг, Сангачали-море — Дуванний-море — о. Булла — Піщаний, містять в своєму складі від 10 до 27% парафіну.

Парафін відкладається в ліфтових трубах при всіх способах експлуатації (фонтані, ергазлифтному і глибинно-насосному), зменшує перетин труб і приводить до зниження здобичі нафти. В певних умовах він може відкладатися у викидних лініях і колекторах, в призабійної зоні свердловин, а можливе, і безпосередньо в нафтовому пласті при його заводнюванні холодною водою.

На морських нафтових родовищах викидні лінії свердловин прокладені, в основному, по дну моря і мають достатньо велику протяжність. Швидке охолоджування їхньої продукції в лініях приводить до рясного відкладення парафіну в певних зонах, що є причиною їхньої закупорки. Подальше очищення цих ліній зв'язано з великими труднощами, а іноді і неможлива унаслідок їхньої переплетеності.

Парафін відноситься до твердих граничних вуглеводнів, молекула його містить від 18 до 35 атомів вуглецю. Він випадає з нафти у вигляді найдрібніших твердих кристалів. Густина парафіну змінюється від 880 до 915 кг/м3, температура плавлення в межах 42—55‘С.

Температура, при якій в нафті з'являються тверді частинки парафіну, називається температурою почала кристалізації і знаходиться в межах 15—350С. Випаданню парафіну сприяє пониження температури унаслідок розширення газу, при зниженні тиску у міру руху по стовбуру до гирла свердловини, малі швидкості руху нафти, шорсткість стін труб.

Відкладення у міру просування нафти по підйомних трубах посилюється від забою до гирла. Найбільш інтенсивно парафін відкладається у верхній частині труб на відстані 400—600 м. від гирла. Товщина шару парафіну збільшується в напрямі від забою до гирла.

ВІДКЛАДЕННЯ ПАРАФІНУ В ГАЗЛІФТНИХ СВЕРДЛОВИНАХ

При експлуатації свердловин деякі нафти виділяють парафін, який відкладається на внутрішній поверхні підйомних труб або експлуатаційної колони. Це явище викликається охолоджуванням нафти, пов'язаним з розширенням газу. Розширення газу і охолоджування нафти в основному відбуваються у верхній частині свердловини, де і відкладається парафін. В газліфтних свердловинах парафіну відкладається більше, ніж в свердловинах фонтанів, як унаслідок того, що в ці свердловини подається ззовні охолоджений газ, так і в результаті більшої роботи розширення газу. Крім того, звичайно зважені частинки в нафті служать ядрами, навкруги яких утворюється водонафтова емульсія і випадає парафін.

Існують наступні методи видалення парафіну: 1) закачування в свердловину розчинників парафіну, наприклад бензолу, бензину, важких дистилятів; часто перед закачуванням розчинники необхідно підігрівати; 2) безпосередній підігрів для розплавлення парафінових відкладень; 3) попередній нагрів закачуваного газу; 4) застосування скребків для видалення парафіну; 5) використовування вибухових речовин.

Теплові методи дії

Вітчизняна і зарубіжна практика показала, що на родовищах з в'язкою і важкою нафтою теплові методи дії на призабійну зону сприяють збільшенню продуктивності свердловин за рахунок зниження в'язкості нафти і очищення каналів фільтрацій від смолянистих, парафінових і інших відкладень. ;..

Відомі наступні способи теплової дії на призабійну зону:

періодичне закачування в призабійну зону підігрітої рідини (нафти, води, нафтопродуктів);

періодичне закачування пару;

періодична або постійна робота забійних електронагрівачів;

прогрівання забою свердловини за допомогою газових або рідинних пальників;

термокислотна обробка призабійної зони.

Наявні в літературі практичні дані показують що найбільш ефективні паро - і електропрогрівання призабійної зони [94]. Циклічна паротеплова обробка полягає в періодичному нагнітанні в пласт насиченого пару. Свердловина зупиняється, витягається устаткування свердловини і в продуктивний пласт закачується пар з таким розрахунком, щоб утворилася парова зона радіусом 10—20 м. Свердловину закривають на 2—3 доби, а потім вводять в експлуатацію. Ефект триває 2—3 міс.

Циклічна паротеплова дія доцільна на родовищах з глибиною залягання продуктивних пластів до 1500 м., містять нафти в'язкістю більше 50 мПа·с (в пластових умовах). При паротепловому дії в'язкість повинна знижуватися в 2—3 разу. Паротепловому дії можуть піддаватися і пласти, насичені малов'язкою нафтою, але з великим вмістом парафіну і асфальтосмолистих компонентів (більше 4 %), причому радіус зони відкладення парафіну в пласті повинен бути більш 7—8 м.

При меншому радіусі зони відкладення парафіносмолистих речовин доцільніше застосовувати інші теплові методи. Товщина пласта повинна бути не менш 5 м., а пластовий тиск в 1,5—1,7 разу нижче робочого тиску установки, вживаної для отримання пару. При розрахунку технологічних показників процесу ураховують, що із зростанням темпу закачування пару зменшуються втрати теплоти.

При паротепловій дії свердловина оснащується спеціальним устаткуванням. Гирлове устаткування складається з арматури АП60-150, лубрикатора ЛП50-150 і колонної головки ГКС. Арматура і лубрикатор розраховані на робочий тиск 20 МПа і температуру пару до 3200С, колонна головка —на тиск до 4 МПа і температуру 1500С. Температурні подовження НКТ компенсуються спеціальними шарнірними пристроями на гирлі, для роз'єднування затрубного простору від закачуваного в пласт пару застосовуються термостійкі пакери.

Для паротеплових обробок призабійної зони використовують пересувні установки парогенераторів ППГУ-4/120М і УПГ-9/120. Максимальний робочий тиск установок 12 МПа, максимальна продуктивність відповідно 4 і 9 т/г. Можна використати і установки ППУА-1200/100 з максимальним тиском 10 МПа і продуктивністю до 1 т/г.

Для