Способы борьбы с отложениями парафина

1. Методы борьбы с отложениями парафина

одним из факторов, осложняющих процесс эксплуатации скважин, является отложение парафина на стенках подъемных труб, устьевой арматуры и выкидных линий.

Для борьбы с отложениями парафина применяют следующие основные способы:

1. Механический, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность.

2. Тепловой, при котором скважина промывается теплоносителем (паром, горячей водой или нефтепродуктами).

3. Использование подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или покрытых специальным лаком или эмалями).

4. Химический, при котором парафин удаляется с помощью растворителей.

5. физический – применение магнитных полей – они в потоке жидкости кристализуют парафины, которые потоком выносятся из скважины.

2. Схема сбора нефти и газа на промысле. Основные элементы днс и их назначение.

Жидкость, поступающая с кустов, проходит первичное разгазированиена ДНС,на ДНС с УПСВ производится предварительное обезвоживание (предварительный сброс воды). На ДНС с УПСВ имеются блоки реагентногохозяйства, которые подают реагент-деэмульсаторна входе ДНС для интенсификации процесса отделения воды (разделения эмульсии).

С ДНС нефть откачиваетсяна ЦПС для окончательного разгазированияиобезвоживания (подготовки до товарной кондиции) исдается всистему магистральных нефтепроводов через коммерческий узел учета.

В настоящее время на ДНС принята технология сепарации нефти, включающая разгазирование газожидкостной смеси вдве ступени.

В качестве сепараторов первой, второй иконцевой ступени сепарации применяются серийно выпускаемые аппараты типа НГС. На большинстве объектов очистка газа осуществляется ввыносных газосепараторах. Вкачестве газосепараторовиспользуются аппараты объемом 8, 12, 25, 50, 100 м-, либо нефтегазовые сепараторы типа НГС без переоборудования. Предварительный сброс воды осуществляется внапорных отстойниках ОГ-200С и ОГ-200П объемом 200 м 3 .

Обводненнаяичастично обезвоженная нефть с ДНС проходит полный цикл подготовки на УПНЦПС методом термохимического обезвоживания сприменением нагревателей трубчатого типа ПТБ-10, напорных отстойников, электродегидраторовитоварных резервуаров типа РВС-5000, РВС-10000.

Газ, выделяющийся из нефти на первой ступени сепарации ДНС,через газосепараторыподается под давлением сепарации всистему газопроводов идалее на Локосовский ГПЗ.

Газ, выделяющийся из нефти на второй ступени сепарации ДНС,как правило, сжигается на факелах.

Подготовка нефти до товарных кондиций осуществляется на Локосовском ЦПС.Товарная нефть проходит на ЦПС через резервуары динамического отстоя, оборудованные дыхательными клапанами типа НКДМ,КДСиКПГ.

Очистка пластовойводы на УПСВиЦПСосуществляется врезервуарах типа РВС-700,РВС-1000,РВС-2000,РВС- 5000, отличающихся особой внутренней начинкой. Очищенная вода откачиваетсяна КНСсистемы ППД.

Вода сУПНпоступает на очистные сооружения идалее всистему ППД.Нефть сУПНокончательно разгазируется всепараторах КСУипоступает втоварные резервуары, откуда через коммерческий узел учета подается всистему магистральных нефтепроводов.

Сдача товарной нефти всистему магистральных нефтепроводов на ЛокосовскомЦПСпроводится через коммерческий узел учета нефти.

Источник

Методы борьбы с парафинами

Вы будете перенаправлены на Автор24

Условия и причины образования парафинистых отложений

Парафин – это воскоподобная смесь алканов, нормального строения и состава от октадекана до пентратриоконтана.

Нефть состоит из ароматических, парафиновых и нафтеновых углеводородов. Парафиновые углеводороды могут находится в нефти в твердом, жидком и газообразном состоянии. В зависимости от содержания твердых парафинов нефть может относится к следующим типам:

• Парафинистые. Содержание парафинов в такой нефти более 6%.
• Слабопарафинистые. Содержание парафинов в такой нефти находится в диапазон от 1,5 % до 6%.
• Беспарафинистые. Содержание парафинов в такой нефти не превышает 1,5%.

Сейчас известно всего две стадии образования парафиновых отложений. На первой стадии происходит образование центров кристаллизации, а также рост кристаллов парафина из-за контакта добываемой нефти с поверхностью. На следующей стадии происходит осаждение крупных кристаллов парафинов на поверхность оборудования и т.п. Существенное воздействия на процесс образования парафинистых отложений оказывают состояние поверхности труб, снижение давления на забое скважины (что становится причиной нарушения гидродинамического равновесия системы газа и жидкости), соотношение объема фаз, интенсивное выделение газов, состав углеводородов, падение температуры в продуктивном пласте и стволе скважины, изменения скорости перемещения смеси газа и жидкости и их составляющих.

В случае уменьшения давления на забое скважины ниже, чем давление насыщения газа нефтью, равновесие всей системы нарушается, что становится причиной увеличения объема газовой фазы и в тоже время состояния жидкой фазы становится нестабильным. Весь этот процесс сопровождается выделением парафинов, выпадение парафинов может происходить как в продуктивном пласте, так и стволе скважины. При эксплуатации скважины при помощи насоса, давление на нем также может быть ниже, чем давление насыщения нефти газом. Это становится причиной выпадения парафинов на приемной части насоса и на стенках эксплуатационных колонн. В колонне насосно-компрессорных труб, находящейся выше насоса, можно выделить две зоны. Первая (над насосом) – здесь давление обычно выше, чем давление насыщения, поэтому риск образования парафинистых отложений минимален. Вторая зона представляет собой участок, в котором снижение давления частый случай, поэтому риск образования парафинов тут крайне высок. В фонтанных скважинах выделение парафинов обычно происходит в колонне насосно-компрессорных труб.

Готовые работы на аналогичную тему

Методы борьбы с парафинами

В настоящее время на нефтяных месторождениях Российской Федерации используются следующие методы борьбы с отложениями парафина:

1. Механические. Данные методы основаны на использовании различных лебедках, скребков и механических устройств. Недостатками этих методов является высокая степень отказа применяемых средств и оборудования и невозможность из применения для очистки призабойной зоны скважины.
2. Тепловые. Данные методы предполагают использование греющих кабелей и обработке скважин горячими водой, нефтью или паром. Они основаны на способности парафинистых отложений плавиться при превышении температуры точки кристаллизации. Для их осуществления необходим источник тепла, который размещается в зоне отложений. Основными из тепловых методов являются подача теплоносителей, подача пара в скважину, размещение источника тепла в скважине, использование паропередвижных установок.
3. Химические. Данные методы основаны на использовании специальных растворителей, способных растворять парафины и ингибиторов с целью предотвращения выпадения парафинов на стенках насосно-компрессорных труб. Эти методы основаны на дозировании в добываемую нефть химических соединений, которые уменьшают или предотвращают образование парафинов. Действие ингибиторов основано на адсорбционных процессах, происходящих на границе раздела жидкой фазы и металла трубы. Из высокой стоимости химических реагентов, в настоящее время ведется активная разработка дешевых способов их доставки в скважину.
4. Физические. Данные методы основаны на воздействии на скважинную продукцию физическими полями (магнитными, звуковыми и т.п.). К основным методам относятся гидродинамический, акустический, магнитный методы.

Ингибиторы – это вещества, способные подавлять и задерживать протекание физико-химических и физиологических процессов.

Кроме физических, химических и механических методов борьбы с отложениями парафинов, также используют специальные защитные покрытия. Для предотвращения образования парафинистых отложений в лифтовых колоннах используют защитные покрытия из гидрофильных материалов, обладающих диэлектрической проницаемостью в восемь единиц, а также низкой адгезией по отношению к парафину.

Источник

Способы борьбы с отложениями парафина

АСПО — природный композитный материал, состоящий из органоминеральных веществ и соединений. Отложения представляют собой, как правило, мазеподобную суспензию или эмульсию с высокой адгезией к различным поверхностям.

Для предупреждения и удаления АСПО применяют различные методы и технологии. Основные методы борьбы с АСПО представлены на рисунке 1.

Рисунок 1 — Методы борьбы АСПО

Но многообразие условий разработки месторождений и отличие характеристик продукции, которая добывается, часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий.

Для удаления АСПО используют [4]:

1. Тепловые методы: нагрев паром, заливка горячей нефтью, водой и т.д;

Недостатками данных методов являются их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий.

2. Механический метод: очистка скребками различной конструкции;

Использование такого метода борьбы с АСПО значительно осложняется тем, что для его применения часто необходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхности труб

3. Химические: растворители и моющие составы с добавление поверхностно-активных веществ.

Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных методов. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения. Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляется эмпирически.

Для предупреждения АСПО используют:

1. Использование гладких покрытий;
2. Химические методы: депрессаторы, модификаторы, диспергаторы;
3. Физические методы: ультразвуковые, вибрационные, электрические.

Практика добычи нефти на промыслах показывает, что основными участками накопления АСПО являются скважинные насосы, подъёмные колонны в скважинах, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов [2, 5].

Рассмотрим факторы, влияющие на образование АСПО [3]:

• уменьшение давления в области забоя и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;
• интенсивное газовыделение;
• снижение температуры в пласте;
• изменение скорости движения газожидкостной смеси;
• соотношение объёмов фаз.

Все способы борьбы с отложениями АСПО при умелом применении их уже сегодня позволяют эффективно бороться с отложениями в добыче нефти. Для каждого месторождения в зависимости от физико-химических условий пластовых флюидов может применяться тот или иной способ борьбы с АСПО. Однако изучение условий отложения и свойств обязательно во всех случаях. При выборе способа борьбы с отложением с АСПО предпочтение следует отдавать способам предупреждения отложений.

Источник

Способы борьбы с отложениями парафина

Как показывает практика, основными объектами, в которых наблюдается образование отложений парафина, являются скважинные насосы, насосно-компрессорные трубопроводы (НКТ), выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин и транспортных трубопроводов, что приводит к повышению давления в линии при перекачке, вследствие снижения полезного сечения диаметра трубопровода, к росту гидравлического сопротивления, коррозии, увеличению расхода на электроэнергию и другим дополнительным расходам при эксплуатации и обслуживании оборудования. Поэтому создание многофункциональных ингибиторов защиты от коррозии и удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений на основе различных по химической природе исходных реагентов является самым перспективным направлением с точки зрения экономики [3, 7–10].

Цель исследования: испытание эффективности комплексных ингибиторов АСПО парафинового типа. В настоящее время с целью сокращения расходов на проведение обработки скважин комплексными растворителями, перехода от количества к качеству, выбрано новое направление – поиск и создание комбинированных ингибиторов предотвращения и удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) в соответствии с существующими технологическими режимами работы скважин, свойствами и составом высокомолекулярных отложений АСПО в НКТ и резервуарах. С этой целью выполняется комплексный анализ влияния олефинов и органических эфиров на отложения асфальто-смолопарафинов асфальтенового типа, сравнительный анализ технологий по предупреждению и удалению АСПО [4–6].

Наиболее длительным и сложным этапом разработки нефтепромысловых реагентов и ингибиторов образования АСПО является их испытание. Оно требует наибольших затрат времени и средств, поэтому от наличия оптимальных методик, высокоточного оборудования и уровня квалификации персонала, их применения часто зависит успех всей разработки [1, 2, 8]. Иногда эффективность применяемых ингибиторов низкая и связана она с тем, что в России производят ограниченный ассортимент ингибиторов АСПО, а зарубежные аналоги имеют высокую стоимость и не всегда доступны. Создание многокомпонентных ингибиторов на основе различных по химической природе исходных реагентов на сегодняшний день является самым перспективным направлением с точки зрения экономики.

В статье представлены результаты исследования эффективности комплексных ингибиторов АСПО парафинового типа.

Исследования эффективности экспериментальных ингибиторов по предотвращению отложения АСПО из нефти проводились методом «холодный стержень» в совокупности с гравиметрическим методом. Метод основан на образовании АСПО из нефти на охлаждаемых металлических трубках, с последующим подогревом трубок путем пропускания через них горячего теплоносителя и определении количества выкристаллизовавшегося АСПО взвешиванием на лабораторных весах. На рис. 1 изображена установка оценки эффективности ингибиторов методом «холодный стержень», разработанная в г. Казани.

Рис. 1. Установка для оценки эффективности ингибиторов парафиноотложений

Состав АСПО зависит от свойств и состава исходной нефти и условий образования. Точное значение состава АСПО имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними, в частности для выбора химических реагентов.

В связи с этим первым этапом работы являлось определение, к какому типу относятся исследуемые образцы нефти Кулгинского и Грозненского месторождений, для этого было необходимо провести опыт на установке фракционирования АРН согласно ГОСТу 2177-99, на которой легкая часть удалялась путем перегонки. Далее полученный тяжелый остаток был проанализирован на групповой состав на хроматографе градиент-М. Результаты двух опытов представлены в табл. 1 и 2.

Источник