Способы депарафинизации скважинного оборудования

ул, Шипиловская 17/3

E-mail: mpk-vnp@mail.ru

E-mail: oil@mpk-vnp.com

E-mail: mail@mpk-vnp.com

Очистка от парафинов

Наши разработки

Защита и очистка от кокса

Защита и очистка от парафинов

Обслуживание нефтяных скважин

Депарафинизация. Депарафинизация скважин

Депарафинизация. Депарафинизация скважин и нефтепромыслового оборудования устройствами «ШТОРМ УКМ НП».

Депарафинизация в нефтедобыче – это удаление парафиновых отложений с внутренних стенок труб НКТ, установленных в скважинах, по которым поднимается добываемая нефть из пласта, а так же удаление парафинов с нефтепромыслового оборудования. Депарафинизация скважин осуществляется скребками, химическими средствами, физическими способами, прогревом труб горячей нефтью или паром. Для предотвращения отложений парафина в трубах НКТ, внутренняя их поверхность покрывается стеклом, эмалями, лаками.

Депарафинизация скважин и различного оборудования является одной из главных задач в нефтедобывающей отрасли. Если для депарафинизации скважин можно использовать любой из вышеперечисленных способов, то для депарафинизации нефтепромыслового оборудования подойдут не все эти способы.

В совокупности как для депарафинизации нефтяных скважин так и для депарафинизации различного нефтепромыслового оборудования можно особое внимание уделить физическому методу.

К физическим методам депарафинизации относятся:

3) гидродинамический (предполагает создание в потоке жидкости ультразвуковых колебаний).

4) резонансный магнитогидродинамический (обеспечивает образованию центров кристаллизации по всему объему нефтяного потока, что способствует более интенсивному выносу парафина и создание в потоке жидкости радиочастотных резонансных колебаний, которые препятствуют адгезии кристаллов парафина друг к другу и к металлу труб и оборудования).

Аппарат «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения на откидной линии нефтескважины для очистки и уменьшения образований парафинов, АСПО и иных отложений.

Наиболее эффективным и самым последним и передовым методом физического воздействия на депарафинизацию является резонансный магнитогидродинамический способ. Физический метод депарафинизации основанный на резонансно магнитогидродинамическом воздействии заслуживает особое внимание, он является экологически безопасным и одним из самых экономически выгодных и привлекательных способов.

Именно к магнитогидродинамическому резонансному методу депарафинизации скважин и нефтепромыслового оборудования без сомнения относятся устройства «ШТОРМ УКМ НП». Это инновационный импортозамещающий высокотехнологичный промышленный продукт, основанный на самом современном методе воздействия (аналогов работающих по данному методу воздействия как в России, так и за рубежом на сегодняшний день практически нет). Устройства «ШТОРМ УКМ НП» осуществляют как депарафинизацию самих скважин, так и депарафинизацию нефтепромыслового оборудования.

Только в устройствах «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения был изначально заложен принцип воздействия на обрабатываемую среду, который основан на ударно резонансно — частотных сигналах радиочастотного спектра излучения с определенной частотой магнитогидродинамического резонанса. Под воздействием магнитогидродинамического резонанса, на молекулярном уровне происходит изменение химических и физических свойств обрабатываемой среды, изменяется процесс кристаллизации парафинов и других отложений присутствующих в сырой нефти в жидком состоянии. Меняется кинетика процесса кристаллизации – уменьшается механическое сцепление вязких парафинов, АСПО друг с другом. За счет этого данные отложения (парафиновые, АСПО и иные различные отложения) остаются растворенными, не налипая на стенки труб НКТ и на технологическое оборудование.

Сам метод воздействия, применяемый в аппаратах «ШТОРМ УКМ НП», для депарафинизации скважин и нефтепромыслового оборудования не является: ни ультразвуком; ни магнитным; ни высокочастотным; ни низкочастотным; не создает ни какой вибрации и микровибрации, не производит ни какого разрушения и разгерметизации швов и различных соединений.

Область воздействия в борьбе и предотвращении кокса, парафинов, АСПО, солей, шлака и иных видов отложений распространяется в обе стороны от места установки аппарата «ШТОРМ УКМ НП»

Источник

Все о нефти

Тепловая депарафинизация скважин

Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) встречаются практически во всех регионах нефтедобычи. Химический состав отложений варьируется в зависимости от свойств добываемой нефти, а также от термодинамических и гидродинамических условий работы пластов, их геологических и физических особенностей, способов эксплуатации месторождений. АСПО образуются главным образом в НКТ, выкидных линиях и наземных сооружениях нефтепромыслов.

Образование парафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании происходит в связи с кристаллизацией и выпадением высокомолекулярных углеводородов (парафина, смол, асфальтенов) из-за снижения температурного режима потока нефти. Состав отложений зависит как от сорта нефти, так и от термодинамических условий, благодаря которым они возникают. Состав отложений может быть различен даже в пределах одной скважины, все зависит от условий, в которых происходит кристаллизация. В отложениях часто содержится вода и различные механические примеси. Интенсивность образования парафиновых отложений в значительной степени зависит от обводненности добываемой продукции.

Из-за отложений АСПО снижается эффективность работы и производительность скважин, быстрее изнашивается оборудование, в разы повышаются расходы на электроэнергию. В связи с этим борьба с отложениями АСПО является актуальной задачей для нефтепромышленного комплекса.

С этой целью проводится ряд мероприятий, позволяющих удалить уже имеющиеся отложения, и предупредить появление новых.

Для предотвращения появления новых АСПО на поверхность труб наносят различные защитные покрытия (стекло, эмаль, эпоксидную смолу); используют специализированное оборудование, сделанное из гидрофильных материалов. С этой же целью производят добавление разнообразных ингибиторов в добываемую продукцию.

Для удаления уже имеющихся АСПО проводят процедуры по очистке оборудования: механическим способом (скребками) и/или тепловым способом (паром, горячей нефтью).

Техника и технология тепловой депарафинизации скважин

Практически каждый подземный ремонт скважин предполагает поднятие труб на поверхность с целью удаления из них парафиновых отложений посредством пропаривания ППУ.

Скважины, оборудованные ШГН, очищают от парафиновых отложений посредством тепловой энергии пара, который закачивают в затрубное пространство скважины. Пар разогревает трубы, парафин внутри НКТ расплавляется и появляется возможность его выноса наружу. При этом нагретой струей нефти расплавляется парафин и в выкидных линиях.

Другой способ очистки предполагает закачку в скважину подогретой до 120°-150°C товарной нефти.

Для проведения тепловых обработок нефтяных скважин и другого нефтепромыслового оборудования используется специальная техника: парогенераторные установки (ППУА), предназначенные для вырабатывания пара, и агрегаты АДПМ.

Установка ППУА предназначается для депарафинизации скважин, магистральных и промысловых нефтепроводов, а также для отогрева участков наземных коммуникаций, которые были заморожены в условиях умеренного климата. Также она может использоваться в процессе монтажа и демонтажа установок, применяемых при бурении скважин, и для любого другого оборудования, которое нуждается в отогреве. Приблизительную номенклатуру установок ППУА можно посмотреть на сайте gulfstreamplant.ru

Установка ППУА оснащена парогенератором, водяной, топливной и воздушной системой, приводом с трансмиссией, кузовом, электрооборудованием и вспомогательными узлами. Монтаж оборудования установки происходит на раме, которая закреплена на шасси высокой проходимости, и оборудована металлической кабиной, предохраняющей от природных осадков и пыли. Основное оборудование в качестве привода использует двигатель автомобиля, при этом управлять установкой можно из кабины.

Котловидные агрегаты установки способны работать от природного газа и жидкого топлива. Чтобы предупредить образование накипи, вода, которая попадает на нагревающие части, проходит очищение и обессоливание посредством специальных фильтров.

В существующих условиях передвижные генераторы, вырабатывающие пар, применяют достаточно редко. В основном их используют только там, где иные технологии не могут применяться по техническим причинам.

Агрегаты АДПМ предназначаются для проведения депарафинизации скважин посредством закачки в скважину горячей нефти. Монтаж агрегата проводится на автомобильном шасси и оснащен нагревателем нефти, нагнетательным насосом, системами подачи воздуха и тепла, системой автоматического управления и контрольно-измерительными приборами, а также технологическими и вспомогательными трубопроводами.

Основное оборудование, с размещенными на нем основными контрольно-измерительными приборами, с помощью которых можно управлять работой агрегата, в качестве привода также использует двигатель автомобиля.

Принцип работы АДПМ заключается в выкачивании насосом нефти из автоцистерн, и ее прокачки под давлением через систему нагревания и далее в скважину. После попадания в скважину горячая нефть расплавляет парафиновые отложения и переносит их в промысловую систему по сбору продукции.

Особенности и требования при тепловых обработках:

Периодичность проведения тепловых обработок и необходимое количество определяет, как правило, старший технолог промысла;
Проводить депарафинизацию скважин возможно как при работающем глубинном насосе, так и при его остановке в связи с затруднением удаления отложений парафина;
Перед закачкой пара в затрубное пространство скважины, следует предварительно прогреть манифольд до температуры 100-150 градусов по Цельсию;
Если во время чистки от парафиновых отложений скважину заклинило, полированный шток следует установить в верхнее положение, при этом головка балансира должна находиться в нижнем положении. После погружения штока, следует попытаться расшатать штанговую колонну.

Источник

Способ депарафинизации скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам борьбы со смоло-парафиновыми отложениями при добыче парафинистой нефти и может быть использовано при депарафинизации скважин. В зоне отложения парафина создают температуру, превышающую температуру плавления парафина. Повышенная температура достигается последовательной прокачкой через пространство скважины порций водных растворов диэтиламина и соляной кислоты при соотношении объемов 1:2 и суммарном объеме двух последовательных порций, равном половине объема пространства, через которое подаются реагенты. Закачку порций водных растворов диэтиламина и соляной кислоты ведут через затрубное пространство. В случае перекрытия насосно-компрессорных труб (НКТ) закупоривающей парафиновой пробкой, в НКТ спускают промывочные трубы до закупоривающей парафиновой пробки, через которые поочередно прокачивают водные растворы диэтиламина и соляной кислоты с одновременным допуском промывочных труб. При этом операция продолжается до полного удаления закупоривающей парафиновой пробки из НКТ. Кроме того, концентрацию диэтиламина и соляной кислоты в водных растворах берут в стехиометрическом соотношении. Использование изобретения повышает эффективность борьбы с отложением парафина, снижает трудоемкость и расширяет технологические возможности способа. 3 з.п.ф-лы, 2 табл.

Известен способ депарафинизации скважин с применением химических растворителей смолопарафиновых отложений [1] Недостатком способа является то, что он не обеспечивает полного удаления смолопарафиновых отложений, поскольку растворяющая способность реагентов ограничена. Кроме того, способ не предназначен для очистки насосно-компрессорных труб (НКТ) от закупоривающих парафиновых пробок.

Известен способ депарафинизации скважин, включающий закачку в затрубное пространство горячей нефти и прокачку ее до полной ликвидации парафиновых отложений [2] Недостатком способа является то, что он не обеспечивает полного удаления смолопарафиновых отложений с внутренней поверхности НКТ, так как нагрев парафиновых отложений осуществляется через стенку НКТ. Так как растворение смоло-парафиновых образований возможно только при температуре выше температуры плавления парафинов, при недостатке температуры парафины подплавляются и, сползая вниз по стенкам НКТ, создают закупоривающие пробки. Чтобы создать необходимую температуру по всей зоне отложения парафина, которая достигает 500-700 м, необходимо прокачать значительный объем горячей нефти с высокой скоростью. К недостаткам способа относится также его высокая трудоемкость, связанная с использованием дорогостоящей нагревательной техники. Кроме того, способ не предназначен для очистки НКТ от закупоривающих парафиновых пробок.

Известен способ депарафинизации скважин, включающий создание в зоне отложения парафина температуры, превышающей температуру плавления парафина, путем закачки в скважину взаимодействующих с выделением тепла компонентов и вынос продуктов реакции и расплавленного парафина [3] Приготовление дисперсных систем, включающих углеводородную жидкость с равномерно распределенными частицами щелочных металлов, трудоемко и не позволяет получить необходимые высокие температуры для полного удаления парафиновых отложений.

Целью изобретения является повышение эффективности способа и расширение технологических возможностей способа.

Цель достигается тем, что в способе депарафинизации скважины, включающем создание в зоне отложения парафина температуры, превышающей температуру плавления парафина, путем закачки в скважину взаимодействующих с выделением тепла компонентов и вынос продуктов реакции и расплавленного парафина из скважины, в качестве взаимодействующих компонентов в скважину последовательно закачивают чередующиеся порции водного раствора диэтиламина и водного раствора соляной кислоты при соотношении объемов 1:2 и суммарном объеме двух последовательных порций, равном половине объема пространства, по которому в скважину закачивают компоненты.

Закачку порций водного раствора диэтиламина и водного раствора соляной кислоты ведут через затрубное пространство скважины или, в случае отложения парафина в насосно-компрессорных трубах в виде пробки, через промывочные трубы, которые спускают до парафиновой пробки и допускают их в процессе закачки порций компонентов, при этом операция продолжается до полного удаления закупоривающей парафиновой пробки из НКТ. Кроме того, концентрация диэтиламина и соляной кислоты в водных растворах берется в стехиометрическом соотношении.

При поочередной (чередующейся) прокачке через затрубное пространство порций водных растворов диэтиламина и соляной кислоты при соотношении объемов 1: 2 (при суммарном объеме двух последовательных порций равном половине объема затрубного пространства), определенным экспериментально, их смешение происходит вблизи отложений парафина и в результате экзотермической химической реакции между ними выделяется 2300 кДж/кг теплоты, что приводит к расплавлению и выносу парафиновых отложений потоком закачиваемой и добываемой жидкости. При этом смешение порций происходит на одной и той же глубине, так как очередная порция водного раствора диэтиламина ввиду разности плотностей (плотность водного раствора соляной кислоты выше плотности водного раствора диэтиламина) смешивается только с подаваемой следом порцией водного раствора соляной кислоты. Смешение порций химреагентов у башмака НКТ способствует повышению температуры в непосредственной близости от зоны парафиноотложения, что повышает эффективность удаления отложений парафина. Концентрации диэтиламина и соляной кислоты выбираются из стехиометрических соотношений и могут регулироваться в зависимости от потребной температуры в зоне парафиновых отложений.

В предлагаемом способе в отличие от прототипа предусмотрено его применение для ликвидации закупоривающих парафиновых пробок в НКТ, что существенно расширяет его технологические возможности. При этом в НКТ спускают промывочные трубы до закупоривающей парафиновой пробки, через которые осуществляют чередующуюся прокачку водных растворов диэтиламина и соляной кислоты, с одновременным допуском промывочных труб. При соотношении объемов порций водных растворов диэтиламина и соляной кислоты 1:2 при суммарном объеме двух последовательных порций равном половине объема промывочных труб они смешиваются у башмака промывочных труб, и сопутствующее повышение температуры приводит к расплавлению и выносу парафиновых отложений потоком прокачиваемой жидкости.

В предлагаемом способе используют водный раствор диэтиламина. Диэтиламин (СН₃СН₂)₂NH (ТУ 6-09-68-79), представляет собой вязкую жидкость со следующими физико-химическими свойствами: количество активной массы в товарном продукте 100% вязкость 1,25 мПас; плотность 702-706 кг/м 3 (0,702 0,706 т/м 3 ); удельная теплоемкость 4 кДж/кг град; растворимость в воде полная.

При смешении диэтиламина с соляной кислотой протекает химическая реакция с тепловым эффектом 2300 кДж/кг (СН₃СН₂)₂NH + HCl [(CH₃CH₂)₂NH₂]Cl.

Продукт реакции диэтиламмоний солянокислый хорошо растворим в воде.

В способе используют соляную кислоту по ГОСТ 3118-77, марка 4. Массовая доля основного вещества в водном растворе 35-38% вязкость 1,32 мПас, плотность 1180-1190 кг/м 3 (1,18-1,19 т/м 3 ), удельная теплоемкость 4,8 кДж/кг град.

Необходимую концентрацию диэтиламина и соляной кислоты определяют на основании стехиометрических расчетов и объема затрубного пространства или промывочных труб.

Пример. Рассчитать объемную концентрацию диэтиламина и соляной кислоты при суммарном объеме двух последовательных порций 1 м 3 .

Вначале определяем количество теплоты, необходимое для повышения температуры общего объема закачиваемых жидкостей на 100 o С, по формуле Q = cmt, где с удельная теплоемкость жидкости в кДж/кг град, m масса жидкости, t перепад температуры.

В рассматриваемом случае следует использовать для расчета параметры воды, так как реагенты подаются в водных растворах. Удельная теплоемкость воды составляет 4,18 кДж/кг град, а масса 1 м 3 воды равна 10 кг. t, принимаем равным 100 o С. Подставляя указанные значения в формулу получаем Q 4,1810 5 кДж. В результате реакции 1 кг диэтиламина выделяется 2300 кДж теплоты [3] тогда потребное количество диэтиламина составит 4,1810 5 /2,310 3 182 кг 0,182 т. Из стехиометрических расчетов определено, что для полной нейтрализации диэтиламина соляной кислотой их массовое соотношение должно составлять 2:1. Тогда потребное количество соляной кислоты составит 0,182/2 0,091 т. Принимая соотношение объемов порций водных растворов диэтиламина и соляной кислоты равным 1:2 (0,33 м 3 объем порции водного раствора диэтиламина, 0,66 м 3 объем порции водного раствора соляной кислоты), определяем объемную концентрацию диэтиламина и соляной кислоты в воде. Потребный объем диэтиламина составляет 0,182/0,706 0,258 м 3 , а его объемная концентрация в воде (0,258/0,33)х100% 85% Потребный объем соляной кислоты составляет 0,091/1,19 0,076 м 3 , а ее объемная концентрация в воде (0,076/0,66)х100% 12% Способ проверен в лабораторных условиях на экспериментальной установке, представляющей собой модель скважины и состоящей из двух соосно установленных труб, иммитирующих эксплуатационную колонну и НКТ. Внешняя труба длиной 2 м и внутренним диаметром 0,05 м, внутренняя труба длиной 1,8 м и внутренним диаметром 0,025 м. Предварительно на стенки внутренней трубы наносился нефтяной парафин (ТУ 6-09-4112-75) массой m₁, с температурой кристаллизации 50 o С. На следующем этапе через затрубное пространство модели скважины поочередно с помощью дозаторного насоса прокачивались порции 85% водного раствора диэтиламина и 12% водного раствора соляной кислоты в различных объемных соотношениях (2:1; 1:1; 1:2; 1:3) и при различных суммарных объемах двух последовательных порций в отношении к объему затрубного пространства V₀ (0,1-1,0). Эксперимент продолжался до прокачки двух объемов внешней трубы. По выходящему из центральной трубы продукту после выделения из него парафина оценивалась степень очистки полости трубы от парафиновой пробки М₀ из следующего соотношения: М₀ m₂/m₁, где m₂ масса вышедшего после прокачки парафина. Результаты лабораторных опытов приведены в табл.1, из которой видно, что максимальный эффект (М₀ 0,94) достигается при соотношении объемов порций водных растворов диэтиламина и соляной кислоты 1:2 и суммарном объеме двух последовательных порций, равном половине объема затрубного пространства V₀ 0,5 (опыт 3), причем эффект от применения способа выше чем прототипа.

Далее был проведен лабораторный эксперимент, моделирующий ликвидацию закупоривающей парафиновой пробки на вышеописанной модели скважины, с той разницей, что в данном случае соосно установленные трубы имитируют НКТ (труба большего диаметра) и промывочные трубы (труба меньшего диаметра). На внутреннюю поверхность цилиндрической стальной трубы, имитирующей НКТ, длиной 2,0 м и диаметром 0,05 м, наносился нефтяной парафин массой m₁, полностью перекрывая при этом сечение трубы. Длина наносимой парафиновой пробки составляла 0,18 м. На следующем этапе в трубу до парафиновой пробки опускалась труба меньшего диаметра (0,025 м), длиной 1,8 м, через которую с помощью дозаторного насоса прокачивались порции 85%-ного водного раствора диэтиламина и 12%-ного водного раствора соляной кислоты в различных объемных соотношениях (2:1; 1:1; 1:2; 1:3) и при различных суммарных объемах двух последовательных порций в отношении к объему внешней трубы V₀ (0,1-1,0). В процессе прокачки промывочная труба периодически доспускалась до парафиновой пробки. Прокачка осуществлялась при постоянной средней скорости закачки 810 -6 м 3 /с. Эксперимент продолжался до полной ликвидации парафиновой пробки. Эффективность способа оценивалась по отношению суммарного объема прокачанной жидкости до полной ликвидации парафиновой пробки V₁. Результаты лабораторных экспериментов приведены в табл.2, из которой видно, что максимальный эффект V₁ 1,2, то есть минимальное V₁ достигается при соотношении объемов порций водных растворов диэтиламина и соляной кислоты 1:2 и суммарном объеме двух последовательных порций, равном половине объема затрубного пространства V₀ 0,5 (опыт 3).

Для реализации способа в промысловых условиях используют оборудование, обычно применяемое для промывки скважин. Из стехиометрических соотношений и объема затрубного пространства определяют необходимые объемы соляной кислоты и диэтиламина. Перед проведением мероприятия на растворном узле или на устье скважины готовятся водные растворы диэтиламина и соляной кислоты. Далее осуществляют поочередную прокачку через затрубное пространство порций водных растворов диэтиламина и соляной кислоты при соотношении объемов 1:2 и суммарном объеме двух последовательных порций, равном половине объема затрубного пространства. Операцию продолжают до полного удаления парафиновых отложений. Так как основным компонентом прокачиваемой жидкости является вода (известно, что в сильнообводненных скважинах отложение парафина не наблюдается), то исключается возможность образования парафиновой пробки в кольцевом пространстве.

В случае ликвидации закупоривающей парафиновой пробки в НКТ из стехиометрических соотношений и объема промывочных труб определяют необходимые объемы соляной кислоты и диэтиламина. Далее в НКТ спускают промывочные трубы до закупоривающей парафиновой пробки, через которые осуществляют чередующуюся прокачку водных растворов диэтиламина и соляной кислоты, с одновременным доспуском промывочных труб. Соотношение порций водных растворов диэтиламина и соляной кислоты 1:2, при общем объеме двух последовательных порций равном половине объема промывочных труб.

Предлагаемое изобретение существенно отличается от существующих высокой эффективностью борьбы с отложением парафина, снижением трудоемкости и широкими технологическими возможностями.

Эффект достигается за счет увеличения дебита нефти.

1. Способ депарафинизации скважины, включающий создание в зоне отложения парафина температуры, превышающей температуру плавления парафина, путем закачки в скважину взаимодействующих с выделением тепла компонентов и вынос продуктов реакции и расплавленного парафина из насосно-компрессорных труб, отличающийся тем, что в качестве взаимодействующих компонентов в скважину последовательно закачивают чередующиеся порции водного раствора диэтиламина и водного раствора соляной кислоты при соотношении объемов 1 2 и суммарном объеме двух последовательных порций, равном половине объема пространства, по которому в скважину закачивают компоненты.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку порций водного раствора диэтиламина и водного раствора соляной кислоты ведут через затрубное пространство скважины.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в скважину в насосно-компрессорные трубы спускают промывочные трубы до отложения парафина в виде пробки и закачку водного раствора диэтиламина и водного раствора соляной кислоты ведут через промывочные трубы с доспуском их в процессе закачки.

4. Способ по пп.1,2 или 1,3, отличающийся тем, что концентрацию диэтиламина и соляной кислоты в водных растворах берут в стехиометрическом соотношении.

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 30.05.2005

Источник