ВЛИЯНИЕ СКОРОСТИ ПОТОКА НА ИНТЕНСИВНОСТЬ ПАРАФИНИЗАЦИИ ПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Известно, что на интенсивность отложения парафина существенно влияет и гидродинамическая характеристика газонефтяного потока и в первую очередь его скорость.

Влияние скорости потока на интенсивность парафинизации выкидных линий выражается главным образом в изменении длины участка и, как уже указывалось выше, в изменении структуры самих отложений. С увеличением производительности скважины, а, следовательно, и скорости потока увеличивается зона парафинизации с перемещением максимальных отложений в сторону от скважины. Хотя эта зависимость была получена по Трехозерному месторождению, она может быть распространена на другие месторождения. При определенной скорости потока (например, для Трехозерного месторождения при скорости 15 см/с,  что соответствует дебиту 80 т/сутки) происходит срыв отложений парафина со стенок трубы или уменьшение их толщины, что указывает на слабую сцепляемость парафиновой массы с поверхностью трубы и на возможность проведения периодической продувки выкидной линии с целью ее депарафинизации.

Рис.19.  Зависимость интенсивности отложений парафина в выкидной линии от производительности скважины

Производительность скважины в т/сутки, t   в оС:1—138, +10;  2—177, +15; 3—93, +22; 4— 32, —9;5-38, +18; 6-95, +21

Причинами интенсивного отложения парафина уже в скважинах будут являться: снижение температуры нефти при ее подъеме по стволу скважины (обычная), а также – высокое содержание растворенного в нефти газа (интенсивное разгазирование, охлаждение, отложение АСПО), значительное падение пластового давления в случае отсутствия системы ППД до значений давления насыщения и, как следствие, возрастание газовых факторов, ускорение разгазирования, охлаждение нефти и выпадение парафинов; влияние многолетнемерзлых пород, приводящее к понижению температуры на устье скважины до 8 – 20 оС, особенно при небольших дебитах скважины (до 100 т/сут) (специфические).

Таким образом, наиболее интенсивно выпадение АСПО в скважинах с низкими дебитами, незначительной обводненностью нефти, небольшой разницей величин текущего пластового давления и давления насыщения нефти газом, высоким газовым фактором, при наличии в геологическом разрезе слоев многолетнемерзлых пород, значительном содержании в нефти парафина, асфальтосмолистых веществ и церезинов, высокой температуре насыщения нефти парафином и плавления парафина.

Применение методов предотвращения отложений парафина и асфальтосмолистых вешеств, в том числе с помощью эффективных ингибиторов, необходимо прежде всего для таких скважин.

Основными параметрами, определяющими выбор способа защиты скважин, являются интервал возможного парафиноотложения и интенсивность выделения твердой фазы на стенках скважинного оборудования. Выпадение парафинов на стенках скважинного оборудования обусловлено перенасыщением нефти твердыми парафинами вследствие снижения температуры нефти и выделения газа по мере продвижения потока жидкости от забоя к устью.

Исследования показывают, что для нефтей месторождений Западной Сибири зависимость массовой концентрации парафинов в нефти С от температуры t описывается соотношением

Интенсивность отложения парафинов на стенках скважинного оборудования определяется как термобарическими режимами, структурой потока, так и составом, свойствами добываемой продукции.

Выделяющийся в свободную твердую фазу парафин лишь частично оседает на стенках оборудования; большая его часть выпадает в объеме нефти в виде микрокристаллов, которые обычно блокируются ПАВ и теряют способность образовывать формирования больших объемов. Доля выделяющегося на стенках парафина b зависит от особенностей массообмена парафиновых фракций в нефти и в свободной фазе, она практически не поддается строгому описанию.

Образование парафина в потоке является следствием потерь тепла в скважине, а накопление парафина в трубах обусловлено его высокой адгезионной связью с шероховатой поверхностью металла и малым напряжением сдвига, создаваемым потоком жидкости на поверхности трубы. Поэтому для борьбы с парафином успешно применяют теплоизолированные трубы, покрытие внутренней поверхности НКТ материалами с низкой адгезией к парафинам (стекло, эмали, лаки, полимеры и др.), а также уменьшают диаметр подъемника, повышают скорости потока и улучшают условия отрыва отложений от поверхности труб. Эти методы хорошо известны и успешно применяются при добыче нефти.