Практика предупреждения и удаления парафинов, аспо и гидратов

Очистка и удаление парафина. Очистка внутренних поверхностей нефтескважин, нефтепроводов от парафина.

Асфальтосмолистые вещества, присутствующие в сырой нефти, способствуют возникновению плотных отложений на стенках нефтепроводов. Для борьбы с парафиновыми отложениями в нефтепроводах проводят профилактические и очистные мероприятия. Всевозможные виды очистки от парафинов в значительной степени отличаются друг от друга, но все сводятся к одному, очистке и удалению парафинов.

Предлагаемый нами способочистки и удаления парафинов является инновационной технологией, без применения механической очистки нефтескважин и нефтепровода и без остановки самого процесса по нефтедобыче и нефтеперекачке, что дает значительную и ощутимую экономическую выгоду. парафин нефть гидрат индуктор Установки «ШТОРМ УКМ НП» применяются в нефтедобывающей промышленности, для удаления парафина с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, нефтескважин и нефтепроводов. В установках «ШТОРМ УКМ НП» используется радиочастотный принцип воздействия на парафины в совокупности с применением редкоземельные материалов с особыми характеристиками, на основе которых нам удалось создать абсолютно новый, не имеющий аналогов — высокочастотный индуктор. Совершенно новый высокотехнологичный индуктор (применение данных редкоземельных материалов для удаления и очистки от парафина в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности под воздействием передаваемых на них радиочастотных сигналов (импульсов) вырабатываемых установками «ШТОРМ УК НП») позволяет в разы повысить и усилить воздействие на парафины, что довольно качественно и эффективно позволяет защитить и очистить от парафина вышеперечисленное оборудование.

Не имеющий аналогов высокотехнологичный индуктор (это установки «ШТОРМ УКМ НП» в сочетании с использованием редкоземельных материалов с особыми характеристиками), показывает весьма высокие положительные результаты по удалению и очистке от парафина.

Отложения парафина в трубопроводах. Почему это происходит?

При добыче и перекачке парафиновых видов нефти, на внутренних стенках труб происходит значительное отложение парафина, который уменьшает проходное сечение трубопровода, что сразу же сказывается на производительности перекачки и может привести к полной закупорке нефтепровода и остановке процесса перекачки.

Основными причинами, влияющими на отложение парафина, являются:

• § физико-химические свойства перекачиваемой нефти;
• § изменение температурного режима (охлаждение) нефти в процессе перекачки;
• § изменение содержания растворенных газов;
• § характер режима перекачки (изменение давления, остановки).

Физический процесс возникновения отложений парафина из нефти Парафин выделяется из нефти в виде кристаллов, которые, соединяясь между собой, образуют парафиновую массу. Она представляет собой пористый скелет, поры которого заполнены нефтью и водой. Температура плавления такой массы зависит от ее состава и колеблется от 40 до 50° С. Вязкость застывания парафинистой нефти зависит от количества находящегося в ней парафина и температуры. Чем больше содержание парафина и ниже температура нефти, тем больше увеличивается ее вязкость и тем меньше ее тягучесть.

Парафиновые отложения вдоль нефтепровода Всевозможные исследования показали, что отложения парафина располагаются вдольнефтепроводанеравномерно. В начале нефтепровода, где температура выше температуры начала выпадения кристаллов парафина, его отложение незначительны, дальше, с понижением температуры парафин начинает выделяться более интенсивно из продукта и в большей степени откладываться на внутренних стенках трубопровода. Дальше на внутренних стенках нефтепровода толщина отложения парафина по длине нефтепровода уменьшается, так как нефть движется уже с постоянной температурой, равной температуре грунта, и основная масса парафина уже выпала из потока продукта, отложившись ранее на предыдущем участке трубы.

Парафиновые отложения в поперечном сечении трубы Отложение парафина по диаметру нефтепровода происходит неравномерно: в нижней части нефтепровода парафина откладывается меньше, чем в верхней. Это связано тем, что верхняя поверхность трубы имеет более низкую температуру и что механические примеси сдирают с нижних стенок нефтепровода уже имеющийся и отложившийся парафин.

Предупреждение отложений парафина Для надлежащего поддержания пропускной способности нефтепровода, постоянно требуется проводить профилактические мероприятия по предупреждению отложений парафина или очистку нефтепровода от отложений парафина.

К профилактическим мероприятиям относятся: исключение закачки в трубопровод накопившейся в резервуарах парафинистой взвеси (шлаков); проведение в соответствии с ГОСТ 1510 ежегодных зачисток резервуаров от остатков нефти; применение термообработки высокопарафинистой нефти, которая заключается в подогреве нефти до определенной для каждого сорта температуры и охлаждении; смешение высокопарафинистой нефти с маловязкой или малопарафинистой нефтью; механическое перемешивание и перекачка переохлажденной нефти, чтобы кристаллы парафина вместе с адсорбированными на них смолами не могли цементироваться друг с другом, прилипать к стенкам трубопровода и уносились потоками нефти; введение специальных присадок в высокопарафинистую нефть, повышающих текучесть нефти, и другие способы.

Механическая очистка нефтепровода Наиболее распространенным способом очистки внутренней поверхности нефтепровода от отложений парафина является механическая очистка с применением специальных скребков, чистящими элементами которых являются всевозможные диски, ножи и проволочные щетки. Скребки разных конструкций различны по эффективности удаления отложений со стенок труб, по износостойкости и проходимости.

Оптимальная периодичность пропуска по механической очистке нефтепровода определяется экономическими соображениями. Отложение парафина в нефтепроводе вызывает снижение пропускной способности и увеличивает убытки. Эти убытки возрастают с ростом интервала пропуска очистительных устройств. Механические чистки требуют определенное давление и скорость потока не менее 1,2 — 1, 5 м/с. Поэтому дежурный персонал должен строго следить за режимом перекачки. Обязательно должен осуществляться постоянный контроль за продвижением скребка по длине трубопровода.

Сегодня известно определенное количество ингибиторов парафиноотложений на базе как водорастворимых, так и нефтерастворимых ПАВ.

Второй подход является широкораспространенным и делится на несколько методов:

• 1. Механические — использование различных по конструкции и форме скребков, спускаемых в подъемник либо на проволоке с помощью специальных автоматизированных лебедок, устанавливаемых на устье скважины, либо так называемых автоматических летающих скребков. Конструктивно скребок устроен таким образом, что при спуске полукруглые по форме пластинчатые ножи сложены и скребок свободно спускается в НКТ. При подъеме ножи раскрываются, их диаметр становится равным внутреннему диаметру НКТ, и они срезают отложившийся парафин, который потоком продукции выносится за пределы устья скважины.
• 2. Тепловые — прогрев колонны НКТ перегретым паром, закачиваемым в скважину с помощью специальной паропередвижной установки. Такой процесс называется пропариванием НКТ. Часто используют и прокачку горячей нефти. В настоящее время используются и специальные греющие кабели, спускаемые внутрь НКТ. При подаче на кабель напряжения он разогревается, а отложившийся парафин расплавляется и выносится потоком продукции за пределы устья.
• 3. Химические — использование различных растворителей парафиновых отложений, закачиваемых в скважину.

Таким образом, в настоящее время имеется достаточный арсенал методов и средств ликвидации осложнений в работе скважин, связанных с отложениями парафинов.

Методы борбы с АСПО Важнейшей характеристикой образования твердой фазы является температура кристаллизации парафина, характеризующая появление в смеси углеводородов первых микрокристаллов парафина. Отложения парафинов возникают при снижении температуры ниже температуры плавления (Т_пл=35−65⁰С). Скорость нарастания парафиноотложений зависит от дебита скважины, шероховатости труб, механических примесей в нефти. Микрокристаллы парафина и церезина, а также микроагрегаты асфальтенов и смол слипаются между собой, образуя сгустки твердой фазы, прилипающие к внутренней поверхности шероховатых насоснокомпрессорных труб, особенно в муфтовых соединениях. Со временем этот процесс развивается, приводя к отложению парафина и снижению живого сечения подъемника с соответствующим снижением дебита скважины. Экспериментально установлено, что глубина начала отложений парафина совпадает с глубиной начала выделения газа.

Методы предупреждения:

• 1. применение труб с внутризащитными покрытиями (лаки, эмали, Футеровка труб стеклом — остекловывание.) (превентивные методы),
• 2. химические — ПАВ, ингибиторы парафиновых отложений, модификаторы в жидком и твердом состоянии, депрессаторы,
• 3. тепловые — (периодическая закачка в затрубное пространство скважин горячей нефти, газоконденсата, перегретого пара или паровоздушной смеси),
• 4. физические — создание постоянных магнитных полей, электроискровых воздействий. Установка электронагревательных кабелей.
• 1. Механический, при котором, парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится потоком жидкости, удаление парафина во время чистки аппаратов.
• 2. Тепловой, при котором, происходит периодическая закачка в затрубное пространство скважин горячей нефти, перегретого пара или паровоздушной смеси и электрический прогрев труб. Подогрев нефти осуществляется в мерниках перегретым паром от ППУ. Недостатком метода является необходимость остановки скважины.
• 3. Метод упругих колебаний, приемлем для борьбы с отложениями парафина в выкидных линиях небольшой протяженности и то, при условии создания вибрационных пластин из весьма высокопрочных сталей. Было установлено, что упругие колебания, создаваемые генераторами, не достигают ультразвуковых частот, лежат в звуковом диапазоне, и что предотвращение отложения парафина связано с вибрационными колебаниями самой трубы, а не с колебаниями, возникающими в газонефтяном потоке. Для получения высоких частот требуется большая мощность, что не всегда имеется в газонефтяном потоке эксплуатационных скважин. Метод не может быть перспективным, и область его применения ограничивается сравнительно узким диапазоном условий.
• 4. Химический метод, при котором парафин происходит удаление смолопарафиновых отложений с помощью органических растворителей и водных растворов различных композиций ПАВ;

На практике нередко химические методы применяются в сочетании с тепловыми и механическими методами. При этом достигается наибольший технологический и экономический эффект в результате существенного ускорения процесса и полноты удаления смолопарафиновых отложений.

Способы борьбы с гидратами Гидраты в газопроводе образуются в тех случаях, когда точка росы транспортируемого газа равна или выше рабочей температуры газа. Знаясостав, влажность транспортируемого газа, изменение температуры и давления в газопроводе, можно заранее определить возможные зоны образования гидратов и заменить мероприятия по их предотвращению.

• 1. Поддержание температуры газа выше температуры гидратообразования путем предварительного подогрева газа. Например, в точке В, где возможно выпадение гидратов, газподогревают до температуры, соответствующей точке Г, и дальнейшее его изменение идет по кривой 4, которая лежит выше кривой гидратообразования. Широкое применение этот способ нашел только в технологических схемах подготовки газа на газовых промыслах и ГРС.
• 2. Снижение давления газа в газопроводе ниже равновесного давления образования гидратов. Применение этого способа экономически невыгодно, так как при этом снижается расход в газопроводе. Если на каком-либо участке газопровода образовалась гидратная пробка, то ее можно разложить снижением давления. Для этого участок отключают путем перекрытия линейных запорных кранов, освобождают от газа, перекачивая его в соседнийгазопроводили выпуская в атмосферу через свечи с обеих сторон до определенного давления. Контроль за снижением давления осуществляют по манометрам, установленным на обводных линиях кранов. При этом запрещается создавать перепад давления на гидратной пробке или проводить одностороннее освобождение газа во избежание движения пробки, которое может привести к разрушению линейного крана. При проведении указанных работ должна обеспечиваться надежная связь между работающими. Этотметоддает положительный эффект при ликвидации гидратной пробки, образовавшейся при положительных температурах.
• 3. Ввод в газопровод ингибиторов — веществ, препятствующих гидратообразованию. В качестве ингибиторов применяют метиловый спирт, раствор диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ) и хлористого кальция. Введенные в поток газа ингибиторы частично поглощают водяные пары и переводят их в раствор, не образующий гидратов или образующий их при более низких температурах. На магистральных газопроводах как для ликвидации уже образовавшихся гидратных пробок, так и для профилактических заливок с целью предупреждения гидратообразования чаще всего применяют метанол.