Промышленность выпускает для этих целей агрегаты и установки нескольких конструкций.
Промысловая паровая передвижная установка ППУА-1600/100 предназначается для депарафинизации оборудования паром, вырабатываемым специальным парогенератором, смонтированным на шасси автомобиля КрАЗ – 255Б1А.
Парогенератор – вертикальный прямоточный змеевиковый котел, превращающий воду в пар , в количестве 1.6м3/с с давлением 10мпа и температурой до 310 С . При воздействие пара на АСПО последние расплавляются, отделяясь от стенок труб и, смешиваясь с жидкостью, выносятся из скважины.
Агрегат депарафизационный предназначен для очистки скважин и оборудования от АСПО жидкостью, подогреваемой в нагревателе до 150 С и нагнетаемой насосом с производительностью 12м3/ч и давлением до 13мпа.
Электронагрев – один из способов тепловой обработки, состоящий в размещение источника тепла непосредственно в зоне воздействия, и обладающий наибольшей эффективностью: в этом случае удается избежать потерь тепла.
Для этой цели применяется специальная установка УЭС – 1500, включающая в себя каротажный подъемник типа ПК – 2 , смонтированный на автомобиле, и автотрансформаторе
3.3.3 Химические методы
Химические методы получили широкое развитие в последние годы, когда были созданы химические реагенты, активно воздействующие на парафин – ингибиторы парафинообразования. Среди них можно выделить несколько классов:
1) смачиватели создают на оборудовании защитную гидрофильную пленку, препятствующую прилипанию кристаллов парафина;
2) диспергаторы стимулируют взвешенное состояние кристаллов;
3) Модификаторы взаимодействуют с кристаллами парафина и диспергируют их.
В настоящее время вследствие высокой стоимости химреагентов проблема не в их приобретение, а в экономном использовании. Поэтому на первый план выдвигается разработка наиболее эффективных способов доставки реагентов в скважину. На практике получили применение три способа подачи реагента:
А) Залповый – разовая закачка большого объема химреагентов в пласт через определенные интервалы времени;
Б) Затрубный – дозирование в затрубное пространство устьевыми дозаторами;
В) Скважинный – дозирование к приему насоса скважинными дозаторами.
Залповый способ неэкономичен, так как реагент выносится вместе с жидкостью и используется по результатам исследований на 20-30%.
Учитывая высокую стоимость химических реагентов, особенно импортных, повсеместно применение этого способа вряд ли можно считать оправданным.
При дозирования в затрубное пространство реагент, проходя слой эмульгированной нефти, к приему насосов или башмаку труб поступает лишенным активности. С целью достижения эффекта приходится намеренно увеличивать дозу реагента, что снижает экономичность дозатора.
Следует иметь в виду еще один фактор: многие реагенты при снижение температуры окружающей среды увеличивают вязкость, а в зимнее время – замерзают. Это затрудняет операции с ними.
Скважинные дозаторы монтируют на приеме насосов и подают реагент непосредственно в область приема. Таким образом, реагент имеет высокую температуру, что усиливает его активность и немедленную реакцию.
Разработаны конструкции, позволяющие регулирование дозы и синхронную работу с насосом.
Опыт испытаний различных дозаторов, проведенный промысловыми инженерами и учеными, позволил выбрать следующие направления совершенствования и проектирования новых конструкций.
1) Простота устройства, позволяющая изготовить дозатор в условиях промысловых мастерских.
2) Незначительная масса ( в пределах 10-15 кг ) позволяющая транспортировать о монтировать его без привлечения грузоподъемных средств.
3) Простота монтажа, не требующая специальных дополнительных сооружений и сварочных работ на устье скважины.
4) Отказ от электропривода, как опасного, дорогостоящего и ненадежного, и использование в качестве привода движущих элементов СК.
5) Обеспечение подогрева химреагента.
3.4 Анализ причин ремонтов скважин оборудованных УШСН
Таблица 4. Причины ремонтов скважин, оборудованных УШСН в ЦДНГ № 3.
| Причины ремонтов | 01.01.05 | 01.01.06 |
| Обрыв штанговых колон УШСН | 15 | 13 |
| Обрыв штанг по телу ( УШСН ) | 13 | 12 |
| Обрыв укороченной штанги УШСН | 0 | 0 |
| Обрыв штанги по муфте УШСН | 2 | 1 |
| Негерметичность НКТ ( УШСН ) | 0 | 3 |
| Обрыв НКТ по телу ( УШСН ) | 1 | 0 |
| Обрыв НКТ по резьбе ( УШСН ) | 1 | 4 |
| Износ резьбы НКТ ( УШСН ) | 3 | 0 |
| Трещина в теле НКТ ( УШСН ) | 2 | 4 |
| Трещина в муфте НКТ ( УШСН ) | 0 | 1 |
| Износ НКТ истиранием ( УШСН ) | 1 | 0 |
| Износ насоса ( УШСН) | 3 | 2 |
| Неисправность насоса (УШСН ) | 1 | 0 |
| Отворот насоса ( УШСН ) | 0 | 1 |
| Отложения парафина на приеме УШСН | 4 | 4 |
| Отложения гипса на приеме УШСН | 0 | 0 |
| Отложение солей на приеме УШСН | 0 | 0 |
| Всего | 46 | 41 |
Уменьшение обрывов штанг связаны с выполнением мероприятий по снижению обрывов и отворотов штанговых колонн. Также с запуском на базе ПРЦГНО установки по дефектности штанги НКТ.
Увеличение ремонтов по причине отложения АСПО на приеме насоса может объяснить тем, что в 2006 году не было произведено тщательной профилактической промывки.
3.5 Анализ методов борьбы с АСПО и определение оценки эффективности применяемых методов
Таблица 5. Методы борьбы с АСПО в ЦДНГ №3.
| 01.01.05 | 01.01.06 | |
| Промывки НДС | 0 | 2 |
| Скребки - центраторы | 28 | 28 |
| НКТ с покрытием БМЗ | 13 | 18 |
Без единой методики определения результативности методов, способов и технологий предупреждения выпадения АСПО невозможно вести серьезную аналитическую работу.
Под эффективностью мероприятия понимается обеспечение стабильной производительной работы скважины без образования АСПО на оборудовании. В физическом отношении эффективность выражается без парафиновым периодом работы скважины, превышающим базовый период. Проблема заключается в точном фиксировании без парафинового периода работы за счет применения мероприятия.
Естественно, необходимо предварительно зафиксировать базовый период работы скважины. Вместо традиционных субъективных МОП и МРП предлагается система численных критериев.
- максимальная нагрузка на головку балансира станка-качалки.
- сила тока на электродвигателе станка-качалки при ходе вверх/вниз.
- дебит скважины.
Все эти численные показатели определяются известными, относительно несложными, измерениями. В частности, нагрузки на головку балансира определяется расчетным методом или вычисляется по диаграмме, сила тока на электродвигателе замеряется стандартным электроприбором, дебит замеряется устьевыми дебитомерами типа СКЖ-15-40М, СКЖ-30-40 или автоматическими устройствами на ГЗУ.
Каждый из трех численных показателей работы скважины является индикатором появления и накопления АСПО на поверхности НКТ и штанг.
Но в комплексе они взаимодополняют друг друга по чувствительности и информативности процесса. Общая схема анализа эффективности методов предупреждения выпадения АСПО заключается в следующем:
- получение базовых данных / замеры скважины до мероприятия, слежение за их динамикой от начальных значений до критических.
- проведение мероприятия по борьбе с АСПО / например , промывка лифта, закачка реагента в затрубное пространство, спуск дозатора с ингибитором, спуск НКТ с покрытием или др.
- замеры скважины, слежение за их динамикой в течение анализируемого периода.
- обработка данных, анализ, выводы.
3.6 Контроль за работой скважин на которых применяются методы борьбы с АСПО
При эксплуатации скважины в обычном режиме все показатели периодически замеряются с частотой, не менее 2-4 раза в месяц, в зависимости от темпа запарафинивания скважины. Одним из признаков этого момента является зависание штанг при ходе плунжера вниз. Величины контрольных параметров, снятых в этот период, назовем критическими.
Скважина останавливается. Производят подъем глубинно-насосного оборудования и его отчистку от АСПО. Скважина пускается в работу с применением того или иного мероприятия по предупреждению выпадения АСПО.
После выхода скважины на стабильный режим работы замеряются контрольные показатели. С периодичностью 2-4 раза в месяц снимаются замеры анализируемых показателей. Контроль за работой скважины ведут до момента достижения критических показателей, т.е. до момента полной парафинизации оборудования.
Аналогичным образом проводятся промысловые работы по замеру и слежению за контрольными параметрами при последовательном испытании других методов борьбы с АСПО на этой скважине.
3.8 Выводы и предложения
1. Мероприятия НГДУ по борьбе с АСПО в основном выполняются однако при планировании мероприятий не учитывается опыт применения данных методов в структурных подразделениях ОАО «Татнефть».
2. Осуществлять системный подход к парафиновой проблеме, нет четкого представления о способах и объемах применения различных методов борьбы с запарафиниванием.
3. Основным методом борьбы с АСПО в НГДУ остаются промывки.
Отмечена тенденция перехода от дорогих дистиллятных промывок не более дешевые промывки с применением МЛ-80. Однако, в НГДУ в большом объме применяются высокозатратные обработки скважин горячей нефтью и неэффективные обработки ингибитором парафиноотложений ТНПХ-1А.
4. Наибольшее количество ремонтов по причине запарафинивания приходится на фонд скважин с УШГН, где в качестве основного или дополнительного метода борьбы с АСПО применялись промывки, что свидетельствует об их низкой технологической эффективности.