Методы борьбы с АСПО. Характеристика. Достоинства. Недостатки. Особенности эксплуатации скважин, работа которых осложнена АСПО.

При больших глубинах скважин нецелесообразны применение для очистки труб скребков и обработка скважин горячей нефтью. Для них более предпочтительно использова­ние химических методов. Проблема борьбы с формированием АСПО в ПЗП на не­фтяных промыслах мира в настоящее время решается пред­почтительно применением тепловых и химических методов

Выбор метода удаления АСПО тесно связан с составом АСПО и температурой их плавления. При наличии в составе осадков значительного количества парафиновых углеводоро­дов с высокой температурой плавления (церезинов) применение тепловых методов удаления осадков нецелесообразно. Луч­шие результаты обеспечивает использование углеводородных растворителей и их композиций.

Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться привоздействии тепла и выноситься потоком жидкости. Среди тепловых методов известны:

а) подача в скважину теплоносителей - пара и жидкости;

б) помещение теплоисточника в ствол скважины или на забой - электронагреватели, химические термогенераторы.

в)подача пара в скважину вызывает его конденсацию и охлаждение, поэтому уже на глубине 200-300 м температура жидкости становится ниже температуры плавления парафина;

г)целесообразно использовать ППУА для очистки устьевой арматуры, манифольдов и выкидных трубопроводов, а также поднятого из скважины оборудования и труб;

д) с целью повышения производительности пропарочных работ трубы и штанги рекомендуется очищать, поместив их в специальную камеру.                              

Электронагрев-один из способов тепловой обработки, состоящий в размещении источника тепла непосредственно в зоне воздействия, и обладающий наибольшей эффективностью: в этом случае удается избежать потерь тепла.

Механические способы борьбы с парафином относятся к наиболее ранним, а вследствие простоты и доступности осуществления применяются и в настоящее время.

В 1948 г. в «Туймазанефти» появились фигурные скребки (рис.3.11), которые крепились к штангам и перемещались вместе с ними. Скребки позволили увеличить межремонтный период работы скважины до 3-5 месяцев. Но выявились и негативные стороны их применения:

а) скребки утяжеляли колонну на 700-1000 кг; 6)требовалась тщательная центровка колонны  штанг после установки. В 1950 году начали применяться пластинчатые скребки и штанговращатели. Поворот колонны штанг со скребками при движении вниз на один шаг позволяет получать на НКТ очищенную винтовую поверхность от каждого скребка, которые суммируются при каждом очередном повороте колонны, и образуют часть очищенной трубы.

В последние годы получили применение скребки-центраторы, выполненные из пластика и монтируемые на штангах с помощью специальных термо-пластавтоматов. Применение НКТ с покрытиями в таких скважинах повышает эффективность их эксплуатации. Однако при ходе вниз колонны штанг со скребками-центраторами образуется турбинный эффект, который поворачивает штанги в обратную сторону, раскручивая их. Это приводит к дополнительным ремонтам и вынуждает применять штанговращатели.

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 приобретении, 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 химреагента в пласт через определенные интервалы времени;

б) затрубный - дозирование в затрубное пространство устьевыми дозаторами;

в) скважинный глубинный - 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, повсеместное применение этого способа вряд ли можно считать оправданным.

При дозировании 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 также снижает экономичность дозатора.

Следует иметь в виду еще один фактор: многие реагенты при снижении температуры окружающей среды увеличивают вязкость, а в зимнее время - замерзают. Это затрудняет операции с ними.

Скважинное или глубинное дозирование-способ подачи химреагента непосредственно на прием насоса. Для этой цели используют несколько конструкций скважинных дозаторов.

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 осуществлять регулирование дозы и синхронную работу с насосом.