Способы удаления парафино-смолистых веществ с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб
Механическая очистка скважин.
Для механической очистки подъемных труб от парафина применяют скребки, которые, перемещаясь вдоль колонны труб, срезают с них отложения. Движение скребков вниз происходит под действием силы тяжести самих скребков и специально применяемых грузов, а вверх скребки поднимаются на тросе при помощи лебедки. Применяются также скребки, поднимаемые без троса, — «летающие» скребки, которые спускаются под действием силы тяжести, а поднимаются под действием восходящей струи жидкости.
Скребки различных конструкций, спускаемые в скважину на проволоке, могут иметь постоянное сечение и переменное. Скребок срезает парафин заостренными кромками корпуса при движении вверх и вниз. Наружный диаметр таких скребков на 1,5 – 2 мм меньше диаметра подъемных труб. Конструкция скребка позволяет свободно проходить восходящему потоку жидкости. Такой скребок надо спускать в скважину не позднее того момента, когда на трубах отложится слой парафина толщиной 0,5-0,7 мм.
Недостатком скребка этой конструкции является необходимость делать частые спуско-подъемы скребка во избежание образования слоя парафина толщиной более 0,7 мм. Задержка по каким-либо причинам очередного спуска-подъема скребка приводит к тому, что на стенках труб успевает отложиться слой парафина большей толщины, и дальнейший спуск скребка будет затруднен или вовсе невозможен. Чтобы устранить этот недостаток, были разработаны различные конструкции скребков переменного сечения, отличающиеся от описанной конструкции тем, что при спуске сечение их уменьшается в результате движения ножей скребков. Такие скребки срезают парафин только при движении вверх.
Скребки переменного сечения можно спускать при большем запарафинивании труб, поэтому число спуско-подъемов их сокращается.
Спуск и подъем скребков на проволоке производят при помощи лебедки, при этом устье скважины оборудуется лубрикатором с сальником, позволяющим свободно проходить через него проволоке при герметизированном устье скважины. Глубину спуска скребка для каждой скважины подбирают индивидуально (в зависимости от глубины начала АСПО), как правило, она не превышает 1000 м и определяется количеством оборотов барабана лебедки. Для очистки НКТ в скважинах, эксплуатирующихся установками ШГН, применяются скребки, укрепляемые на насосных штангах. Обычно на одной штанге крепят от 5 до 11 скребков, длиной до 80 мм. При употреблении пластинчатых скребков колонну штанг на поверхности подвешивают на штанговращателе. Однако надежность таких систем для удаления АСПО очень низкая, так как кроме НК происходит запарафинивание штанг и последующее их заклинивание со сломами пластинчатых скребков.
Методы теплового воздействия
Методы теплового воздействия для очистки труб от парафина получили широкое применение. Тепловое воздействие осуществляется в виде прокачки горячей жидкости (нефти), нагнетания в скважину пара.
а) при депарафинизации прокачкой нефти в скважину в качестве теплоносителя закачивают подогретую нефть. Имеется специальный агрегат АДПМ для нагрева и нагнетания нефти или других рабочих агентов. Прокачивать горячую нефть можно по кольцевой системе, т.е. в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, и по центральной системе, т.е. непосредственно в подъемные трубы.
Преимущество кольцевой системы состоит в том, что депарафинизацию можно производить без остановки работы скважины; для этого в затрубное пространство подается такое количество нефти, которое не нарушало бы фонтанирования скважины.
На выкидке затрубного пространства при этом способе надо ставить обратный клапан. Процесс депарафинизации контролируется измерением температуры на выкидке, которая при нормальном процессе должна доходить до 40-50 0 С, в скважину же закачивают нефть температурой у устья 80-110 0 С. При чем температура нагрева при обработке скважины, оборудованной УЭЦН меньше, чем при обработке УШГН, т.к. можно повредить кабель.
При центральной системе, т.е. при закачке горячей нефти в подъемные трубы, более эффективно используется тепло закачиваемой в скважину подогретой нефти, которое затрачивается непосредственно на расплавление отложившегося на трубах парафина. При этой системе достаточно, чтобы температура подогретой нефти на устье скважины была 50-70 0 С. Однако недостатком этого способа является необходимость остановки скважины при его применении.
б) депарафинизация подъемных труб нагнетанием пара также получила промышленное применение. В качестве генератора пара пользуются паровой передвижной установкой ППУ, состоящей из прямоточного котла, рабочим давлением 50 атм. (максимально 75), производительностью 1000 кг пара в час с необходимым вспомогательным оборудованием, установленным на машине .
Депарафинизация этим способом осуществляется следующим образом: получаемый от паровой установки пар подается в затрубное пространство скважины и выход через подъемные трубы, обогревая их. Расплавленный парафин выносится на поверхность фонтанной струей.
В настоящее время этот способ в основном применяют для депарафинизации выкидных линий, используя одну или несколько ППУ (в зависимости от длины линии). Для депарафинизации же фонтанных скважин его почти не применяют.
Химические методы депарафинизации
Химические методы депарафинизации, т.е. применение растворителей получили широкое применение распространение. Химпродукты можно применять практически на любом нефтепромысловом объекте или его участке, можно оперативно менять дозировку и технологию использования, подбирать марки хим. Реагентов применительно к конкретным условиям. Очень важным является то, что использование химических реагентов для борьбы с АСП во многих случаях совмещается с:
— процессом разрушения (предотвращения образования) устойчивых водонефтяных эмульсий;
— защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии4
— защитой от солеотложений ;
— процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока.
Химические реагенты в зависимости от места отложения АСПО можно вводить:
1) в призабойную зону пласта;
2) на прием насоса или на башмак фонтанных труб;
3) на устье скважины;
4) в замерные и технологические замерные установки;
5) в другие объекты учета и хранения нефти;
Вводить химические реагенты можно непрерывно, периодически при высокой обводненности продукции, либо при периодических чистках или тепловых обработках, либо в разовом порядке (при закачке в ПЗП).
По механизму воздействия АСПО химические реагенты подразделяются на следующие типы: растворители, ингибиторы диспергаторы и ингибиторы присадки.
Растворители изменяют поверхностные свойства АСПО и растворяют их. При этом происходит снижение сил сцепления частиц АСПО с поверхностей труб и оборудования, и отложения удаляются с потоком нефти.
Для удаления нефти АСПО предложено 50 составов, различающихся эффективность, технологией проведения, стоимостью и т.д. Для практического применения в отрасли рекомендованы следующие химические реагенты: СНПХ-7р-2, СНПХ-7р-1, газоконденсат, газовый бензин, нефтяной сольвент, толуол, углеводородный слой, абсорбент, газовый бензин + ПАВ.
Композиционные смеси вышеуказанных растворителей представляют собой смеси индивидуальных компонентов, смешение которых не сопровождается химическими реакциями, то есть химический состав не претерпевает изменений. Физико-химические константы и свойства смесей ближе к показателям того растворителя, содержание которого в композиции превалирует.
При подборе реагентов за основу берутся следующие показатели и факторы:
1) степень изученности и подготовленности реагента к применению (наличие сырьевой и производственной базы для получения реагента, полнота лабораторных исследований, результаты опытно-промышленных испытаний);
2) влияние состава на качество добываемой продукции (на процессы нефтепереработки, на качество нефтепродуктов, на работу УПН)
3) эффективность реагента (способность растворения парафина, смол асфальтенов; эффективность действия по пути движения ПЗ-лифт-выкидная линия; применимость для многих технологических процессов; наличие положительных эффектов, например, отмыв отложений и создание защитной пленки);
4) технологические показатели (многокомпонентность, стабильность при хранении и транспортировке, коррозионная активность и т.д);
5) капитальные затраты (создание базы хранения, необходимость создания установок для затаривания смешения и приготовления);
6) экономические показатели (дефицитность сырья, стоимость, включение состава в баланс состава нефти).
СГБ нашел применение на промыслах Беларуси по совокупности следующих показателей:
1) влияние реагента на качество добываемой продукции, а также на процессы нефтепереработки;
2) наличие сырьевой базы, для получения СГБ и непосредственная близость его производства к промыслам;
Эффективность воздействия реагента (СГБ) возрастает при постоянно работающем насосе. Растворяющую способность СГБ также можно увеличить за счет совмещения обработки растворителем с тепловой обработкой.
С целью поиска эффективных растворителей АСПО в различные годы проводились исследования растворяющей и отмывающей способности реагентов. Анализ полученных данных показывает, что хотя наиболее эффективным растворителем следует считать гексановую фракцию, она с успехом может быть, заменена другими растворителями, пироконденсатом гидростабилизированным (ПКГС) (растворяющая способность – 41-85%), липириленом (44,9-90,8%). Для повышения эффективности обработок горячей водой исследованы растворы МЛ-80 и СУМ3. Установлено, что добавка 1,5-25% ПАВ улучшает отмывающие свойства закачиваемой жидкости. Можно сказать, что применение подогретых водных растворов МЛ-80 и СУМ3 являются эффективным.
Дата добавления: 2015-01-09 ; просмотров: 9640 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Источник
Статьи
Методы очистки внутренних поверхностей нефтепроводов от парафина
К числу нефтепродуктов, относящихся к твёрдым углеводородам, относятся церезины, петролатумы, озокериты, парафины и некоторые другие. Данные продукты нашли широкое применение в таких отраслях промышленности как пищевая, бумажная, электротехническая. Используются твёрдые углеводороды в медицине, а также в ходе изготовления пластичных смазочных материалов.
Парафиновая масса, выделяемая из нефти, является пористым скелетом, образованным из кристаллов парафина, соединённых между собой. Поры данного скелета заполняются водой и нефтью. Плавится данная масса при температуре около +40 °С. При уменьшении температуры прокачиваемой нефти и увеличении количества содержащегося в ней парафина, возрастает вязкость нефти и уменьшается её тягучесть.
В ходе добычи и перекачки нефтей с содержанием парафина, к сожалению, происходит отложение выраженного количества данного вещества на внутренних поверхностях трубопроводной системы. Данный процесс приводит к значительному уменьшению проходного сечения нефтепровода. Этот факт в свою очередь приводит к значительной закупорке трубопровода вплоть до полной остановки перекачки нефти.
На процесс отложения парафиновых масс на внутренней поверхности труб оказывают влияние следующие факторы:
• Физические и химические свойства самой нефти;
• Снижение температуры нефти в ходе перекачки;
• Режим перекачивания нефти;
• Изменение количества растворённых в нефти газов.
Парафин откладывается неравномерно на поверхности нефтепровода. В самом начале трубопровода нефть ещё тёплая, а потому кристаллы парафина откладываются в незначительном количестве. Далее температура нефти снижается. Парафин начинает выделяться из продукта интенсивно. Естественно, и отложение парафина на стенках в этот период возрастает. Далее температура нефтяного потока не меняется на большом протяжении, так как она уравнивается с температурой самого грунта. И кристаллы парафина на трубах откладываются, соответственно, в малом количестве. В нижнем сечении трубопровода отложение сформированных парафиновых кристаллов становится незначительным, так как основная их масса отложилась уже на верхних участках нефтепровода. Также уменьшению отложений парафиновой массы способствуют механические примеси, которые способствуют удалению имеющихся на стенках труб отложений.
Для поддержания проходимости трубопровода требуется проведение ряда мер по профилактике отложений парафина на стенках трубопроводной системы, а также по очистке поверхностей нефтепровода от уже имеющихся отложений. Все мероприятия проводятся после тщательного изучения как условий отложения парафина, так и его свойств на каждом конкретном месторождении. Способы депарафинизации зависят от физических и химических условий пластовых флюидов. Выбирая способы борьбы с отложениями парафина предпочтение всё же отдают методам предупреждения отложений. Ведь всегда легче предупредить какой-либо процесс, нежели бороться с последствиями.
В настоящее время на территории нашей страны для профилактики отложения парафина в ходе добычи, хранения и транспортировки нефти используются следующие методы:
• Проведение теплоизоляционных работ для нефтепроводов;
• Исключение закачки парафинистой взвеси из резервуаров в нефтепровод;
• Регулярное очищение самих резервуаров от нефтяных остатков;
• Смешивание нефтей с различным содержанием парафина;
• Подогрев прокачиваемой нефти различными способами;
• Поддержание давления в пластах на уровне, превышающем давление, при котором начинается разгазирование;
• Добыча нефти в постоянном устойчивом режиме;
• Методы, повышающие растворяющую способность нефти с применением растворителей;
• Применение эффективных покрытий, наносимых на насосно–компрессорные трубы;
• Использование ингибиторов отложения парафина.
Однако, ни один из методов очистки нефти от парафина на скважине не избавляет от последующего загрязнения насосно–компрессорных трубопроводов. Поэтому разрабатываются различные методики для удаления уже имеющихся отложений кристаллов парафина в процессе перегонки нефти.
Методы, применяемые для удаления парафиновых отложений с внутренней поверхности трубопровода:
• Гидрохимический метод, при котором скважины промывают горячей водой с ингибиторами или химреагентами;
• Механический способ, при котором отложения удаляются при помощи различных по конструкции скребков;
• Метод волнового воздействия, когда депарафинизация проводится при помощи акустических, ультразвуковых, взрывных волн;
• Метод удаления отложений под воздействием магнитных полей;
• Тепловой метод, при котором насосно-компрессорная труба прогревается паром или горячей жидкостью, электрическим током.
К сожалению, многие мероприятия требуют больших финансовых вложений, а также замедляют или временно приостанавливают процесс добычи нефти. Поэтому организации, сталкивающиеся с данной проблемой, разрабатывают различные методики, используемые без остановки процесса перекачки нефти.
Рассмотрим некоторые виды обработки, проводимые без поднятия НКТ и остановки процесса перегони нефти.
Электродепарафинизация.
Электрический ток применяется с давних пор на промыслах Сахалина. В первое время применялся сердечник, на который подавался электрический ток от источника питания. В дальнейшем в ТатНИПИнефть стали применять индукционные нагреватели, обеспечивавшие надёжную и безопасную работу всей конструкции. Были попытки использования электропечи, спускаемой в скважину на канате. Все эти конструкции ненадёжны, а потому не нашли широкого применения. В настоящее время используется методика, при которой нагрев осуществляют специальным нагревательным кабелем. В ходе подготовительных мероприятий определяют зону максимального образования парафина. Затем рассчитывают длину нагревательного кабеля и температуру его нагрева. Важно при этом учитывать скорость нефтяного потока и содержание парафина в перекачиваемой нефти. Данный метод позволяет проводить высокоэффективную очистку нефтепровода в непрерывном режиме.
Физические методы депарафинизации.
Данные методы основаны на использовании различных полей, ультразвуковых и механических колебаний для воздействия на нефть, содержащую парафин в своём составе. Перспективным направлением является на нефть переменными электромагнитными полями. При этом учитывают состав и свойства обрабатываемой нефти, интенсивность поля и режим обработки. В ходе обработки нефтяного потока полем в нефти образуются дополнительные центры кристаллизации. Они позволяют снизить образование кристаллов на стенках трубопровода, так как кристаллы образуются в объёме нефти. В нашей стране применяют в последние годы магнитные цилиндры, подвешиваемые в трубах. В объеме нефти при воздействии электромагнитного поля возникают дополнительные центры кристаллизации и последующий флотационный вынос парафина. У данной методики есть минус. В ходе обработки вместе с кристаллами парафина удаляются мелкие механические примеси, а крупные остаются. Это сокращает межремонтный период работы скважины до нескольких месяцев.
Многие нефтеперерабатывающие компании в настоящее время ведут разработки новых методов депарафинизации и модернизация уже существующих методов с учётом особенностей нефтедобычи на конкретных промыслах.
Источник
