Борьба с аспо при эксплуатации скважин

Борьба с АСПО. Мероприятия по борьбе с АСПО

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо - и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются АСПО. Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению МРП работы скважин и эффективности работы насосных установок.

АСПО увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО - актуальная задача при интенсификации добычи нефти. АСПО представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70 % мас.), АСВ (20-40 % мас.), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.

Область воздействия аппарата «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения распространяется по всей длине нефтескважин и выкидной линии с целью борьбы с АСПО, парафинами и иными наслоениями на нефтепромысловом оборудовании.

Отзыв о работе аппаратов «ШТОРМ УКМ НП»

Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти. Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. В зависимости от условий кристаллизации состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси.

малопарафиновые - менее 1,5 % мас.;
парафиновые - от 1,5 до 6 % мас.;
высокопарафиновые - более 6 % мас..

Мероприятия по борьбе с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже имеющихся осадков АСПО. Известно несколько способов борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании.

Термические методы борьбы с АСПО применяются как для удаления, так и для предотвращения образований АСПО. Предотвращение образований АСПО проводится путём поддержания температуры нефти выше температуры плавления парафина с помощью электронагревателей (греющий кабель, электроподогрев), горение термита в призабойной зоне пласта и т.д. Но наиболее распространённым способом борьбы с АСПО является промывка скважин горячей нефтью. Данный способ имеет главный недостаток – большие тепловые потери.

Механические методы борьбы с АСПО используют в основном для периодического удаления АСПО - компонентов с поверхностей нефтяного оборудования, а также с внутренних поверхностей нефтепроводов, коллекторов и т.д. Для этого применяют скребки различных конструкций, эластичные шары, перемешивающие устройства.

Химико-механические методы борьбы с АСПО предусматривают совместное механическое и физико-химическое воздействие водных растворов технических моющих средств (ТМС) на АСПО и очищаемую поверхность. Данные методы применяются для струйной очистки от АСПО ёмкостей, резервуаров; циркуляционной очистки от отложений АСП скважин, трубопроводов; струйной, пароструйной, пароводоструйной, погружной очистки деталей нефтепромыслового оборудования.

Физические методы борьбы с АСПО предусматривают применение электромагнитных колебаний (магнитные активаторы различных модификаций), ультразвука (звукомагнитные активаторы), а так же новейшего радиочастотного магнитогидродинамического резонансного воздействия на обрабатываемую среду, покрытие твёрдых поверхностей эмалями, стеклом, бакелитовым лаком и т.д.

Технической задачей радиочастотного магнитогидродинамического резонансного метода является предотвращение АСПО за счет изменения физических свойств обрабатываемой среды на молекулярном уровне, изменяется сам процесс кристаллизации парафинов и АСПО присутствующих в сырой нефти в жидком состоянии. Меняется кинетика процесса кристаллизации – уменьшается механическое сцепление вязких парафинов, АСПО и других примесей друг с другом. Данный метод обеспечивает образование центров кристаллизации по всему объему нефтяного потока, что способствует более интенсивному выносу парафина и созданию в потоке жидкости радиочастотных резонансных колебаний, которые препятствуют адгезии кристаллов парафина друг к другу и к металлу труб и оборудования. Так же происходит разрушение уже имеющихся парафиновых и других отложений на нефтепромысловом оборудовании. Ранее образовавшиеся отложения начинают разбиваться и смываться послойно, этому процессу способствует отталкивающий эффект заряженных однополярно молекул образовавших отложения, а так же металл стенок труб и оборудования. Радиочастотный сигнал магнитогидродинамического резонанса двигаясь вдоль трубы и концентрируясь в объеме жидкой среды, одновременно производит зарядку в одной полярности как самих металлических поверхностей так и молекул парафинов и иных отложений. В связи с этим, интенсивно происходит процесс «отталкивания» молекул от металлической поверхности, молекулы теряют способность к адгезии, оставаясь в более жидкообразном состоянии, не образовывая при этом сгустков.

Данным спектром излучения с определенной частотой магнитогидродинамического резонанса обладают только инновационные устройства «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения.

В результате данного метода воздействия, вся масса парафина и иных присутствующих в сырой нефти субстанций, выносится в нефтесборный коллектор.

Химические методы борьбы с АСПО включают в себя использование различных реагентов, полимеров, ПАВ: ингибиторы парафиноотложений, смачивателей, ПАВ-удалителей, растворителей и т.д. Из химических методов борьбы с парафином применяется промывка скважин растворителями (в частности, бензиновой фракцией). Наряду с высокой эффективностью данный способ имеет большие экономические затраты, поэтому обработка химическими реагентами используется в основном на скважинах, где применение других способов борьбы с АСПО не является возможным или более эффективным.

При выборе метода борьбы и предупреждения или профилактического удаления АСПО, следует учитывать, что эффективность метода зависит от способа добычи, а также от состава и свойства добываемой продукции. Следует отметить, что при выборе способа обработки скважины необходимо учитывать такие основные параметры, как: интервал возможного парафинообразования и интенсивность отложений на стенках оборудования.

mpk-vnp.com

Методы борьбы с АСПО. Характеристика. Достоинства. Недостатки. Особенности эксплуатации скважин, работа которых осложнена АСПО.

При больших глубинах скважин нецелесообразны применение для очистки труб скребков и обработка скважин горячей нефтью. Для них более предпочтительно использование химических методов. Проблема борьбы с формированием АСПО в ПЗП на нефтяных промыслах мира в настоящее время решается предпочтительно применением тепловых и химических методов

Выбор метода удаления АСПО тесно связан с составом АСПО и температурой их плавления. При наличии в составе осадков значительного количества парафиновых углеводородов с высокой температурой плавления (церезинов) применение тепловых методов удаления осадков нецелесообразно. Лучшие результаты обеспечивает использование углеводородных растворителей и их композиций.

Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться привоздействии тепла и выноситься потоком жидкости. Среди тепловых методов известны:

а) подача в скважину теплоносителей - пара и жидкости;

б) помещение теплоисточника в ствол скважины или на забой - электронагреватели, химические термогенераторы.

в)подача пара в скважину вызывает его конденсацию и охлаждение, поэтому уже на глубине 200-300 м температура жидкости становится ниже температуры плавления парафина;

г)целесообразно использовать ППУА для очистки устьевой арматуры, манифольдов и выкидных трубопроводов, а также поднятого из скважины оборудования и труб;

д) с целью повышения производительности пропарочных работ трубы и штанги рекомендуется очищать, поместив их в специальную камеру.

Электронагрев-один из способов тепловой обработки, состоящий в размещении источника тепла непосредственно в зоне воздействия, и обладающий наибольшей эффективностью: в этом случае удается избежать потерь тепла.

Механические способы борьбы с парафином относятся к наиболее ранним, а вследствие простоты и доступности осуществления применяются и в настоящее время.

В 1948 г. в «Туймазанефти» появились фигурные скребки (рис.3.11), которые крепились к штангам и перемещались вместе с ними. Скребки позволили увеличить межремонтный период работы скважины до 3-5 месяцев. Но выявились и негативные стороны их применения:

а) скребки утяжеляли колонну на 700-1000 кг; 6)требовалась тщательная центровка колонны штанг после установки. В 1950 году начали применяться пластинчатые скребки и штанговращатели. Поворот колонны штанг со скребками при движении вниз на один шаг позволяет получать на НКТ очищенную винтовую поверхность от каждого скребка, которые суммируются при каждом очередном повороте колонны, и образуют часть очищенной трубы.

В последние годы получили применение скребки-центраторы , выполненные из пластика и монтируемые на штангах с помощью специальных термо-пластавтоматов. Применение НКТ с покрытиями в таких скважинах повышает эффективность их эксплуатации. Однако при ходе вниз колонны штанг со скребками-центраторами образуется турбинный эффект, который поворачивает штанги в обратную сторону, раскручивая их. Это приводит к дополнительным ремонтам и вынуждает применять штанговращатели.

Химические методыполучили широкое развитие в последние годы, когда были созданы химические реагенты, активно воздействующие на парафин - ингибиторы парафинообразования. Среди них можно выделить несколько классов:

1)смачиватели создают на оборудовании защитную гидрофильную пленку, препятствующую прилипанию кристаллов парафина;

2)диспергаторы стимулируют взвешенное состояние кристаллов;

3)модификаторы взаимодействуют с кристаллами парафина и диспергируют их.

В настоящее время вследствие высокой стоимости химреагентов проблема не в их приобретении, а в экономном использовании. Поэтому на первый план выдвигается разработка наиболее эффективных способов доставки реагентов в скважину. На практике получили применение три способа подачи реагента:

а)залповый - разовая закачка большого объема химреагента в пласт через определенные интервалы времени;

б)затрубный - дозирование в затрубное пространство устьевыми дозаторами;

в)скважинный глубинный - дозирование к приему насоса скважинными дозаторами.

Залповый способ неэкономичен, так как реагент выносится вместе с жидкостью и используется (по результатам исследований) на 20-30%. Учитывая высокую стоимость химических реагентов, особенно импортных, повсеместное применение этого способа вряд ли можно считать оправданным.

При дозировании в затрубное пространство реагент, проходя слой эмульгированной нефти, к приему насосов или башмаку труб поступает лишенным активности. С целью достижения эффекта приходится намеренно увеличивать дозу реагента, что также снижает экономичность дозатора.

Следует иметь в виду еще один фактор: многие реагенты при снижении температуры окружающей среды увеличивают вязкость, а в зимнее время - замерзают. Это затрудняет операции с ними.

Скважинное или глубинное дозирование-способ подачи химреагента непосредственно на прием насоса. Для этой цели используют несколько конструкций скважинных дозаторов.

Скважинные дозаторы монтируют на приеме насосов и подают реагент непосредственно в область приема. Таким образом, реагент имеет высокую температуру, что усиливает его активность и немедленную реакцию. Разработаны конструкции, позволяющие осуществлять регулирование дозы и синхронную работу с насосом.

cyberpedia.su

Teхнические средства борьбы с АСПО

Teхнические средства борьбы с АСПО.

К.т.н. Шайдаков В.В. (Инжиниринговая компания "Инкомп-нефть"), к.т.н. Каштанова Л.Е. (Инжиниринговая компания "Инкомп-нефть"), Емельянов А.В.(Уфимский государственный нефтяной технический университет)

В статье проанализированы условия и причины образования АСПО при добыче нефти на Арланском, Южно-Ягунском и др. месторождениях. Рассмотрены известные на сегодняшний день химические и физические методы предотвращения и удаления АСПО. Предложен метод борьбы с АСПО, основанный на применении скважинных магнитных установок УМЖ, приведены основные результаты их использования.

1. Причины и условия асфальтосмолопарафиновых отложений

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются АСПО (рис. 1). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению МРП работы скважин и эффективности работы насосных установок.

Состав и структура АСПО. АСПО представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70 % мас.), АСВ (20-40 % мас.), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей [1].

Парафины - углеводороды метанового ряда от С₁₆Н₃₄ до С₆₄Н₁₃₀. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на (ГОСТ 912-66):

малопарафиновые - менее 1,5 % мас.;

парафиновые - от 1,5 до 6 % мас.;

высокопарафиновые - более 6 % мас..

Рис. 1 - Асфальтосмолопарафиновые отложения в НКТ

Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе.

Высокомолекулярные парафины - церезины (от С₃₇Н₇₄ до С₅₃Н₁₀₈) отличаются более высокой температурой кипения, большей молекулярной массой и плотностью.

В состав АСВ входят азот, сера и кислород. АСВ обладают высокой молекулярной массой, не летучи, имеют существенную неоднородность структуры. Содержание смолистых веществ в нефти возрастает в связи с испарением легких компонентов и ее окислением, а также при контакте нефти с водой. Иногда к группе смолистых соединений относят асфальтены.

Асфальтены - порошкообразные вещества бурого или коричневого цвета, плотностью более единицы, массовое содержание которых в нефти достигает 5,0 %. В асфальтенах содержится (мас.) 80,0-86,0 % углерода, 7,0-9,0 % водорода, до 9,0 % серы, 1,0-9,0 % кислорода и до 1,5 % азота. Они являются наиболее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений тяжелых компонентов нефти.

Нефтяные дисперсные системы относят к классу коллоидов, в которых АСВ диспергированы в мальтеновой среде. Очевидно, что физико-химические и технологические свойства нефтей во многом обусловлены межмолекулярным взаимодействием в системах "асфальтены-смолы" и "мальтены-смолы-асфальтены".

Как правило, строение смол и асфальтенов рассматривают в виде "сэндвичевых" структур, которые представляют собой параллельные нафтеноароматические слои, связанные между собой за счет формирования комплексов с переносом зарядов. В данном случае имеет место некоторое завышение степени упорядоченности асфальтенов, так как они рассматриваются как идеальные кристаллы, хотя квазикристаллическая часть составляет малую долю асфальтенового вещества (не превышает 3-4 % мас.).

Принято считать, что смолы и асфальтены являются парамагнитными жидкостями, а нефти, нефтепродукты ? термодинамически стабильными парамагнитными растворами. Асфальтены представляют собой комбинацию многих ассоциатов, зависящую от степени гомолитической диссоциации диамагнитных частиц. Изменение концентрации парамагнитных смол и асфальтенов в нефти связано с изменением строения комбинаций ассоциатов.

Смолы и асфальтены обладают следующими особенностями [2]:

1. Химические и физико-химические процессы с участием АСВ носят коллективный характер. Асфальтены не являются индивидуальными компонентами, а образуют ассоциативные комбинации, в центре которых локализованы стабильные свободные радикалы.

2. Возникновение сольватной оболочки из диамагнетиков является непременным условием существования парамагнитных частиц в растворах. Образование сольватных оболочек ослабляет силы притяжения парамагнитных молекул и препятствует их рекомбинации в результате теплового движения.

3. Смолы состоят из диамагнитных молекул, часть из которых способна переходить в возбужденное триплетное состояние или подвергаться гомолизу. Поэтому смолы являются потенциальным источником асфальтенов.

4. Свойства АСВ определяются не элементным составом, а, прежде всего степенью межмолекулярного взаимодействия компонентов.

В пределах одного нефтедобывающего региона и даже отдельного месторождения компонентный состав АСПО изменяется в широких пределах. Знание состава АСПО имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними, в частности, для выбора химических реагентов. Этот выбор часто осуществляют исходя из типа АСПО (табл. 1) [3]. Для исследования состава и структуры АСПО используют экстракционный, хроматографический, термический, спектральный, электрохимический и другие методы.

Таблица 1

Классификация АСПО

Группа АСПО

Подгруппа АСПО

Отношение содержания парафинов (П) к сумме смол (С) и асфальтенов (А),

П/(С+А)

Содержание

механических

примесей, %

Асфальтеновый (А)

А₁

А₂

А₃

0,9

0,2

0,2-0,5

0,5

Смешанный (С)

С₁

С₂

С₃

0,9-1,1

0,2

0,2-0,5

0,5

Парафиновый (П)

П₁

П₂

П₃

1,1

0,2

0,2-0,5

0,5

На примере ряда месторождений рассмотрим состав добываемых нефтей и АСПО (табл. 2).

Согласно ГОСТ 912-66 нефти этих месторождений относятся к парафиновым. Анализ состава АСПО позволяет отнести их к группе асфальтеновых.

Анализ АСПО Южно-Ягунского месторождения, Вятской, Арланской и Николо-Березовской площадей Арланского месторождения показал, что содержание в них асфальтенов и смол значительно выше, чем в добываемой нефти. При этом количество парафинов в АСПО Южно-Ягунского месторождения соизмеримо с их содержанием в нефти и не превышает 3,5 %, а Вятской, Арланской и Николо-Березовской площадей Арланского месторождения - в 2-3 раза больше, чем в добываемой нефти.

Таблица 2

Состав нефти и АСПО некоторых нефтяных месторождений

Месторождение, площадь	Смолы, % мас.	Асфальтены, % мас.	Парафины, % мас.	Вязкость нефти при 20 ⁰С, мПас
нефть	АСПО	нефть	АСПО	нефть	АСПО
1	2	3	4	5	6	7	8
Вятская площадь, Арланское месторждение	18,8	35,0-48,0	5,9	15,0	2,2-4,0	8,0-12,0	34,3-42,1
Арланская площадь, Арланское месторождение	16,2	20,0-40,0	3,8	10,0-12,0	2,9	6,0-10,0	42,7
Николо-Березовская площадь, Арланское местрождение	13,6	12,0-37,0	7,5	8,0-12,0	2,3

www.km.ru

АНАЛИЗ СПОСОБОВ БОРЬБЫ С АСПО ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ В УСЛОВИЯХ ОАО "СУРГУТНЕФТЕГАЗ"

Нефтедобыча на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" сопровождается с различного рода осложнениями. Под этими осложнениями понимаются такие условия, при которых добыча нефти механизированным способом затруднена или почти невозможна. К осложнённому фонду относят скважины, содержащие в своей продукции большое количество солей, механических примесей и парафина, которому и посвящено внимание в данной статье.

К парафиносодержащим относятся скважины, флюиды которых содержат более 3% парафина, кристаллизирующегося на стенках подъёмных труб и нефтепромысловом оборудовании.

АСПО представляют собой сложную углеводородную смесь, которая состоит из следующих компонентов : парафинов, асфальтосмолистых веществ, смол, масел, воды и механических примесей.

Больше всего парафин откладывается в насосно-компрессорных трубах (НКТ). Толщина его слоя увеличивается с нуля на глубине 900–300 м до максимума на глубине 200–50 м, а затем уменьшается за счет смыва отложений потоком. АСПО ведут к уменьшению проходного сечения подъёмных труб, снижается дебит.

Парафины обладают хорошей растворимостью при температуре выше сорока градусов. Как уже известно, при добыче пластовой жидкости температура понижается, что влечёт за собой выпадение парафина.

Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), обладают высокой молекулярной масой, имеют существенную неоднородность структуры, не летучи.

Асфальтены представляют собой порошкообразные вещества плотностью более единицы , бурого или коричневого цвета, массовое содержание их в нефти достигает 5%. Асфальтены состоят в основном из углерода, водорода, серы, кислорода и азота.

Они являются наиболее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений тяжелых компонентов нефти.

Существуют две стадии образования АСПО.

На первой стадии зарождаются центры кристаллизации и рост кристаллов на поверхности, которая контактирует с нефтью.

На второй - осаждаются более крупные кристаллы на уже покрытой парафином поверхности.

На образование АСПО большое влияние оказывают:

- снижение давления на забое скважины;

- уменьшение температуры в стволе скважины и пласте;

- интенсивное газовыделение;

- углеводородный состав в каждой фазе смеси;

- состояние поверхности труб;

- соотношение объёма фаз;

- уменьшение скорости движения газожидкостной смеси (ГЖС).

Все вышесказанные факторы изменчивы по глубине скважины и времени, вследствие чего отложения парафина не могут носить постоянный характер.

Борьба с отложениями парафина предусматривает проведение работ по предупреждению образования отложений и их удалению. Существует немалое количество способов в зависимости от технологии и применяемого оборудования. Но я приведу наиболее известные методы борьбы с АСПО – механические, термические , химические, химико-механические, физические и их разновидности.

При выборе методов борьбы с отложениями АСПО необходимо учитывать такие термодинамические параметры ГЖС, как давление насыщения нефти газом, интенсивность и глубину отложения парафина, колебания давления и температуры по стволу скважины. [2, с. 167]

В ОАО «Сургутнефтегаз» наиболее распространенным способом борьбы с АСПО на скважинах применяются механические, тепловые и химические методы депарафинизации скважин, направленные на предотвращение и ликвидацию АСПО.

Для ликвидации АСПО применяются:

1) Промывка скважины УШГН горячей нефтью агрегатом АДПМ:

Рисунок 1. Агрегат АДПМ

При данном методе производят закачку в затрубное пространство скважины подогретой нефти температурой 130–150 °C агрегатом АДПМ. Горячая нефть нагревает НКТ, а восходящий поток смывает и выносит отложения. Но этот способ имеет один существенный недостаток - это тепловые потери в начале закачки в окружающие скважину горные породы.

2) Механический метод обработки скважин посредством МДС, УДС:

Механизм депарафинизации скважин (МДС) применят для внутренней очистки подъёмных труб с помощью скребков-пробойников в ручном и автоматическом режимах в скважинах, оборудованных установками ЭЦН.

МДС производит круглосуточную работу при температуре окружающей среды от – 40 °C до + 50 °C.

Он состоит из механизма подъема с электродвигателем, червячного редуктора, на валу колеса которого установлен барабан. На последний наматывается проволока, закрепляемая на конце скребком.

Рисунок 2. Механизм депарафинизации скважин (МДС)

Механизм подъема с барабаном закреплен на стойке, устанавливаемой на лубрикатор скважины, от муфты сальника лубрикатора должен отстоять верхний край пластины на расстояние не более 5 сантиметров. Для ввода проволоки в скважину и предотвращения выбросов газов и нефти из скважины служит лубрикаторное устройство.

Лубрикатор оборудуется крышкой, емкостью для сбора утечек жидкости и сальником-«обтиратором».

Есть два режима обработки. Режим ожидания скребка вверху: скребок поднимают с 30 м до устья , затем – спускают до глубины очистки, подъем до устья и спуск на 30 метров в ожидании следующего цикла. Скребок ожидается внизу: с максимальной глубины спуска до устья производят подъём скребка и осуществляют спуск до глубины спуска в ожидании следующего цикла. Для контроля глубины подъёма и спуска применяется устройство СУЛС.

При определённых условиях устанавливается ручка ручного перемещения скребка на механизм подъёма.

Чтобы избежать слома сливного клапана установки ЭЦН монтируется стоп-кольцо в НКТ.

Установка для депарафинизации скважин (УДС) от МДС ничем не отличается, кроме комплектации, в которую входят:

- лубрикатор с направляющим роликом и сальниковой головкой;

- лебёдка с проволокой на барабане и электроприводом;

- металлическая будка

- щит управления с электросхемой и счётчиком.

3) Применение установки прогрева скважин (УПС) как химико-механического метода:

Эти методы предполагают следующее: совместное физико-химическое и механическое воздействие растворов технических моющих средств на водной основе на отложения АСПО. Химико-механические способы применяются для циркуляционной очистки скважин от отложений, трубопроводов; погружной очистки деталей нефтепромыслового оборудования при их ремонте на базах ОАО «Сургутнефтегаз», струйной очистки от АСПО емкостей, резервуаров; струйной, пароструйной, пароводоструйной.

Рисунок 3. Установка прогрева скважин (УПС)

В УПС входят:

- трансформатор;

- сальник устьевой;

- станция управления (СУ)

- нагревательный кабель;

- клеммная коробка.

Установка служит для защиты нагревательного кабеля, расположенного в насосно-компрессорных лифтовых трубах (НКТ) нефтяных скважин, и управления нагревом и с целью предотвращения образования АСПО в условиях нефтяных промыслов при температурах открытого воздуха от – 60 °C до + 50 °C. Технология использования нагревательного кабеля заключается в спуске кабеля в НКТ, последующему подключению к станции управления и подаче необходимой электрической мощности для поддержания температуры по стволу скважины выше температуры выпадения парафинов и гидратов.

Для защиты кабеля и управления нагревом установлена станция управления, осуществляющая контроль за работой нагревательных кабелей, передачи в реальном режиме времени с записью в архив всех рабочих параметров нагревательного кабеля. Организована передача архивных и текущих данных ТМ в "ОКО-Нефтепромысел".

Химические методы включают в себя использование различных химических реагентов, ПАВ, полимеров: смачивателей, ингибиторов парафиноотложений, растворителей, ПАВ-удалителей и т.п.

Особенно широко применяется промывка скважин растворителями (ШФЛУ, газовый конденсат. Этот метод применяется в большей мере на скважинах для растворения асфальтенов, потому что наиболее эффективный.

ОАО «Сургутнефтегаз» также активно использует твердый ингибитор парафиноотложений в погружном скважинном контейнере (ПСК) «ТРИЛ». [1, c. 238]

Таким образом, наиболее эффективным методом для борьбы с АСПО и для повышения производительности скважин на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" является механический метод борьбы с АСПО. Данный метод является наиболее дешевым и технологически эффективным.

Список литературы:

Д. А. Баталов. Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата "2 ОАО "Сургутнефтегаз". Рекламно - издательский информационный центр "Нефть Приобья", с.: ил .2010. – 386 с .
Покрепин Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие для СПО. - Волгоград: Издательский дом "Ин-фолио", 2010. - 496 с: илл.

sibac.info

Механические, тепловые и химические методы предотвращения и очистки скважин и оборудования от АСПО

Парафины - углеводороды метанового ряда от С16Н34 до С64Н130. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на (ГОСТ 912-66): малопарафиновые - менее 1,5 % мас.; парафиновые - от 1,5 до 6 % мас.; высокопарафиновые - более 6 % мас..

Мероприятия по борьбе с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже имеющихся осадков АСПО. Известно несколько способов борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании.

Термические методы борьбы с АСПО применяются как для удаления, так и для предотвращения образований АСПО. Предотвращение образований АСПО проводится путём поддержания температуры нефти выше температуры плавления парафина с помощью электронагревателей, горение термита в призабойной зоне пласта и т.д. Но наиболее распространённым способом борьбы с АСПО является промывка скважин горячей нефтью. Недостаток – большие тепловые потери.

Механические методы борьбы с АСПО используют в основном для периодического удаления АСПО - компонентов с поверхностей нефтяного оборудования, а также с внутренних поверхностей нефтепроводов, коллекторов и т.д. Для этого применяют скребки различных конструкций, эластичные шары, перемешивающие устройства.

Химико-механические методы борьбы с АСПО предусматривают совместное механическое и физико-химическое воздействие водных растворов технических моющих средств (ТМС) на АСПО и очищаемую поверхность. Данные методы применяются для струйной очистки от АСПО ёмкостей, резервуаров; циркуляционной очистки от отложений АСП скважин, трубопроводов; струйной, пароструйной, пароводоструйной, погружной очистки деталей нефтепромыслового оборудования [5].

Физические методы борьбы с АСПО предусматривают применение электромагнитных колебаний, ультразвука, а так же новейшего радиочастотного магнитогидродинамического резонансного воздействия на обрабатываемую среду, покрытие твёрдых поверхностей эмалями, стеклом, бакелитовым лаком и т.д.

Химические методы борьбы с АСПО включают в себя использование различных реагентов, полимеров, ПАВ: ингибиторы парафиноотложений, смачивателей, ПАВ-удалителей, растворителей и т.д. Из химических методов борьбы с парафином применяется промывка скважин растворителями. Наряду с высокой эффективностью данный способ имеет большие экономические затраты, поэтому обработка химическими реагентами используется в основном на скважинах, где применение других способов борьбы с АСПО не является возможным или более эффективным.

studopedia.net

Борьба с аспо при эксплуатации скважин

Борьба с АСПО. Мероприятия по борьбе с АСПО

Методы борьбы с АСПО. Характеристика. Достоинства. Недостатки. Особенности эксплуатации скважин, работа которых осложнена АСПО.

Teхнические средства борьбы с АСПО

АНАЛИЗ СПОСОБОВ БОРЬБЫ С АСПО ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ В УСЛОВИЯХ ОАО "СУРГУТНЕФТЕГАЗ"

Механические, тепловые и химические методы предотвращения и очистки скважин и оборудования от АСПО

Смотрите также