Парафін накопичується на полімерних композитних насосних штангах (склопластикових чи вуглепластикових) повільніше, ніж на сталі, на гладку, неполярну поверхню полімеризованої смоли та завдяки нижчій теплопровідності композитних матеріалів. Однак, як тільки температура падає нижче точки помутніння сирої нафти, через те, що розчинені в ній парафіни починають кристалізуватися, утворюючи тверді зважені частинки, парафін все одно осідає та створює значні експлуатаційні небезпеки [1, 2, 5].
В роботі розглядається, які механічні та експлуатаційні чинники впливають на колону штанг з ПКМ. В першу чергу змінюються динамічні характеристики штанги: накопичення парафіну збільшує сили тертя об стінку насосно-компресорної труби (НКТ) і спотворює затухання вібрації в свердловині та збільшує діапазон динамічного навантаження на головку балансира [1].: Важка вага парафіну в поєднанні з більшим опором рідини додатково збільшує напруження в колоні штанг і зростає ризик обриву штанг. Крім того, штанга вигинається та виникає втома від згинання: Надмірне тертя створює опір у свердловині під час ходу вниз. Це може призвести до вигину або циклічного згинання нижньої частини гнучкої колони склопластику, що прискорює руйнування композитної конструкції [2,5]. Штанги з ПКМ мають низький опір крутному моменту: Склопластикові та вуглепластикові штанги не витримують сил скручування, які зазвичай використовуються для звільнення застряглих свердловинних насосів або очищення засмічень в свердловині [1].
Виробничники використовують методи моніторингу на основі аналізу діапазону навантаження SCADA (supervisory control and data acquisition). Сучасні системи мають програмне забезпечення SCADA четвертого покоління [6] на основі периферійних обчислень для відстеження діапазонів навантаження в режимі реального часу. Тривале збільшення навантаження на 10–15% сигналізує про раннє накопичення парафіну [1]. Проводиться відстеження струму двигуна верстата=качалки. Піки струму поверхневого двигуна показують, що насос повинен працювати інтенсивніше, щоб протягнути колону штанг, завантажену відкладеним парафіном, через НКТ [1]. Зниження заповнення насоса нижче 60% у поєднанні зі зростанням діапазону навантаження служить критичним індикатором дій для початку робіт з депарафінізації свердловини.
Існують обмеження щодо депарафінізації свердовин, це в першу чергу теплові обмеження: У той час як сталеві стрижні витримують агресивне нагнітання гарячої нафти чи води або теплові дії, що досягають 140°C, склопластикові і вуглепластикові штанги стикаються з суворими температурними обмеженнями. Перегрів може погіршити структуру полімерної матриці, безповоротно руйнуючи структурну цілісність композитного стрижня.
Часто використовують хімічні розчинники: Впорскування ароматичних або аліфатичних хімічних розчинників через короткий відрізок НКТ з попередньо прорізаними отворами чи щілинами або спеціалізовані порожнисті колони штанг розчиняє парафін без термічних ризиків.
Механічні скребки є досить ефективними. Польові оператори використовують стержневі скребки у вигляді безперервної спіралі або клиноподібного типу. Однак вони повинні бути чітко розраховані на використання з композитними штангами, щоб запобігти абразивному зношуванню скловолоконного корпусу.
З'єднувачі зі зсувними штифтами встановлюють як спеціальне запобіжне з'єднання безпосередньо над насосом, що дозволяє операторам роз'єднувати колону штанг з ПКМ, якщо вона повністю застрягне. Це дозволяє скребку очистити парафін перед спробою відновлення насоса з високим рівнем ризику.
Традиційні підходи до управління парафіном є реактивними: насос запускається до зниження ефективності, а потім планується обробка гарячою нафтою або механічне зішкрібання. Але нове покоління алгоритмів прогнозування, заснованих на фізиці, інтегрованих безпосередньо в системи SCADA 4-го покоління, змінює цей розрахунок. Аналізуючи ці незначні зміни в коливаннях навантаження на головку балансиру та струму двигуна, ці системи тепер можуть прогнозувати відкладення парафіну за кілька днів або тижнів до того, як воно стане критичним для експлуатації, і робити це без непрозорості «чорної скриньки», яка робить глибоке навчання неприйнятним у критично важливих для безпеки середовищах нафтопромислів.
Список літератури
1. Копей Б.В., Федорович Я. Т. , Михайлюк В.В. Оцінка працездатності та підвищення довговічності насосних штанг.Монографія. Івано-Франківськ : ІФНТУНГ, 2023. 322 с. (Серія "Нафтогазове обладнання". За заг. ред. Копея Б.В.; т. 15). ISBN 978-966-694-418-7.
2. Копей Б.В., Копей В.Б., Копей І.Б. Насосні штанги свердловинних установок для видобування нафти . Монографія. Івано-Франківськ : Факел, 2009. 406 с. ІSBN 978-966-694-094-3.
3. Kopei B. V., Krechkovska H. V., Nisonskyi V. P., Bakun B. M. Regularities of growth of fatigue cracks in hybrid pumping rods. Materials Science, 57 (4), 2022. P. 549–556 https://doi.org/10.1007/s11003-022-00577-y.
4. Kopei B. V., Krechkovska H. V., Kopei I. B., Bakun B. M. Specific features of corrosion-fatigue fracture of steel and hybrid pump rods. Materials Science. 2023. Vol. 58, No. 6, P. 768–773. https://doi.org/10.1007/s11003-023-00728-9.
5. Копей В.Б. , Копей Б.В. Проєктування та міцність колон і з’єднань насосних штанг з полімерних композитів. Монографія. Івано-Франківськ : ІФНТУНГ, 2021. 314 с. (Серія "Нафтогазове обладнання". За заг. ред. Копея Б.В.; т. 12). ISBN 978-966-694-381-4.
6. S. Jankov, B. Novakovic, M. Markovic, U. Šarenac, D. Landup,V. Premcevski and L. Ðordevic. Optimization of Oil Production Using Sucker Rod Pumps via Predictive Elimination of Paraffin Issues Applied. Science. 2026, 16(3), 1590; https://doi.org/10.3390/app16031590.
|
Голосування 
Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License
Знайшли помилку? Виділіть помилковий текст мишкою і натисніть Ctrl + Enter