Борьба с асфальтосмолопарафиновыми отложениями

Размещено на http://www. allbest. ru/

Введение

В настоящее время развитие нефтяной промышленности обусловлено значительными осложнениями при разработке нефтяных месторождений. Процессы добычи, сбора и подготовки нефти, осложняются комплексом проблем, связанных с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению отборов нефти, уменьшению межремонтного периода работы скважин и эффективности работы насосных установок. Образование стойких эмульсий в скважинах в совокупности с выпадением парафина и асфальтосмолистых веществ в пласте приводит к значительному снижению добычи нефти. Так как отложения могут происходить в любой точке во время добычи, транспортировки и переработки, бороться с парафинами особенно тяжело, потому как они откладываются в НКТ или коллекторской породе. На поверхности парафин может легко контролироваться различными термическими или механическими методами, которые должны применяться на регулярной основе. Внутри скважины эти методы не могут применяться так легко, так как требуемая точка применения может находиться в тысячах метров под землей и может менять свое положение на протяжении времени эксплуатации скважины.

Размеры парафиновых отложений могут варьироваться от совсем небольших до таких размеров, которые повышают затраты на эксплуатацию и ремонт скважин, одновременно понижая их производительность. Парафины могут откладываться жёстким покрытием, которое постепенно ограничивает добычу или могут быть, в виде мягкой массы, способной прилипнуть к оборудованию, с которым контактирует. Многолетняя практика эксплуатации скважин, добывающих парафинистую нефть, показала, что без проведения работ по предотвращению и удалению АСПО в трубопроводах и нефтепромысловом оборудовании, подъемных трубах, выкидных линиях и промысловых емкостях нельзя эффективно решать вопросы оптимизации добычи и сбора нефти.

1. Основная часть

1.1 Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения

В общем балансе разрабатываемых месторождений преобладают месторождения, вступившие в позднюю стадию разработки и, как следствие, наблюдается значительное ухудшение их структуры, увеличение доли трудно извлекаемых запасов нефти, обводнение пластов и продукции скважин. Так, при добыче парафинистых нефтей серьезной проблемой, вызывающей осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), формирование которых приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок. Образование эмульсий при выходе из скважины вместе с сопутствующей пластовой водой усиливает осадкообразование.

Как известно, борьба с АСПО в процессах добычи нефти ведется по двум направлениям: профилактика (или предотвращение) отложений; удаление уже сформировавшихся отложений. Выбор оптимальных способов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями и эффективность различных методов зависит от многих факторов, в частности, от способа добычи нефти, термобарического режима течения, состава и свойств добываемой продукции.

Несмотря на большое разнообразие методов борьбы с АСПО, проблема еще далека от разрешения и остается одной из важнейших в отечественной нефтедобывающей отрасли.

1.2 Факторы, влияющие на образование АСПО

На интенсивность образования АСПО в системе транспорта, сбора и подготовки нефти влияет ряд факторов, основными из которых являются:

- снижение давления в области забоя и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;

- интенсивное газовыделение;

- уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;

- изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных её компонентов;

- состав углеводородов в каждой фазе смеси;

- соотношение объёмов фаз (нефтьвода).

В призабойной зоне пласта (ПЗП) перечисленные факторы меняются непрерывно от периферии к центральной области в скважине, а в самой скважине - от забоя до устья, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.

Место выделения АСПО может находиться на различной глубине и зависит от режима работы скважины. Среди условий, способствующих образованию отложений, можно назвать снижение давления и температуры, а также разгазирование нефти. Известно, что растворяющая способность нефти по отношению к парафинам снижается с понижением температуры и дегазацией нефти. При этом преобладает температурный фактор. Интенсивность теплоотдачи зависит от разницы температур жидкости и окружающих пород на определённой глубине, а также теплопроводности кольцевого пространства между подъёмными трубами и эксплуатационной колонной.

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. Наиболее интенсивно АСПО откладываются на внутренней поверхности подъёмных труб скважин. В выкидных линиях их образование усиливается в зим нее время, когда температура воздуха становится значительно ниже температуры газонефтяного потока.

С ростом скорости движения нефти интенсивность отложений вначале возрастает, что объясняют увеличением турбулизации потока и, следовательно, увеличением частоты образования и отрыва пузырьков от поверхности трубы, флотирующих взвешенные частицы парафина и асфальтосмолистых веществ. Кроме того, движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем и можно объяснить резкое снижение отложений в интервале 050 м от устья, а также, имея большие скорости течения, он оказывается более стойким к охлаждению, что тоже замедляет процесс образования АСПО.

Шероховатость стенок и наличие в системе твердых примесей способствуют также выделению из нефти парафина в твердую фазу.

Кроме указанных основных факторов на интенсивность парафинизации трубопроводов при транспортировании обводненной продукции скважин могут оказывать влияние обводненность продукции и величина рН пластовых вод. Причем влияние этих факторов неоднозначно и может быть различным для разных месторождений.

Влияние химического состава нефти на процесс образования АСПО

АСПО, образовавшиеся в разных скважинах отличаются друг от друга по химическому составу в зависимости от группового углеводородного состава нефтей, добываемых на этих скважинах. Но при всём возможном разнообразии составов для всех отложений установлено, что содержание в них асфальтосмолистой и парафиновой компоненты будут обратными: чем больше в АСПО доля асфальтосмолистых веществ, тем меньше будет содержаться парафинов, что в свою очередь определится их соотношением в нефти. Такая особенность обуславливается характером взаимного влияния парафинов, смол и асфальтенов, находящихся в нефти до момента их выделения в отложения.

Как показали экспериментальные и практические исследования, прежде чем парафин выделяется на поверхности скважинного оборудования, его кристаллы производят преобразование своих структур так, что, соединяясь между собой,организуют сплошную решётку подобно широкой ленте. В такой форме адгезионные свойства парафина усиливаются во много раз, и его способность «прилипать» к твёрдым поверхностям значительно интенсифицируется.

Однако если нефть содержит достаточно большое количество асфальтенов (45 % и выше), сказывается их депрессорное действие. Асфальтены могут сами выступать зародышевыми центрами. Парафиновые молекулы участвуют в сокристаллизации с алкильными цепочками асфальтеновобразуяточечную структуру.

То есть образование сплошной решётки не происходит. В результате такого процесса парафин перераспределяется между множеством мелких центров и выделение парафинов на поверхности существенно ослабляется.

Смолы, в силу своего строения, напротив, способствуют созданию условий для формирования ленточных агрегатов парафиновых кристаллов и их прилипанию к поверхности и своим присутствием препятствуют воздействию асфальтенов на парафин, нейтрализуя их. Как и асфальтены, смолы влияют на величину температуры насыщения парафином нефти, однако характер этого влияния противоположный: с ростом их массового содержания в нефти температура насыщения возрастает (если, например, присутствие смол увеличить с 12 до 32 %, то температура насыщения повысится от 22 єC до 43 єC). Температура насыщения нефти парафином находится в прямой зависимости от массовой концентрации смол и в обратной от концентрации асфальтенов.

Следовательно, процесс парафинообразования зависит от соотношения асфальтовых(А)и смолистых (С) соединений в составе нефти. С увеличением параметра А/С температура насыщения будет снижаться - ассоциаты асфальтенов в нефти менее стабилизированы изза недостатка стабилизирующих компонентов (смол),что и приводит к уменьшению температуры насыщения, процесс кристаллизации парафинов таких нефтей подавляется ассоциатами, и отложение парафина не происходит; при небольших значениях А/С наоборот, температура насыщения возрастает - асфальтены не оказывают воздействия на парафинообразование, парафин свободно выделяется из нефти.

1.3 Механизм формирования АСПО

Под механизмом «парафинизации» понимается совокупность процессов, приводящих к накоплению твердой органической фазы на поверхности оборудования. При этом, образование отложений может происходить либо за счет сцепления с поверхностью уже готовых, образовавшихся в потоке частиц твердой фазы ,либо за счет возникновения и роста кристаллов непосредственно на поверхности оборудования.

Вероятность закрепления частиц парафина на поверхности оборудования в условиях действующей скважины практически ничтожна -парафиновая частица может закрепиться на стенке оборудования, но при условии, что первоначально она застрянет на ней чисто механически.

При транспортировании нефти по трубопроводу протекают следующие процессы. Нефть поступает в трубопровод и контактирует с охлажденной металлической поверхностью. При этом возникает градиент температур, направленный перпендикулярно охлажденной поверхности к центру потока. За счет турбулизации потока температура нефти в объеме снижается. При этом параллельно протекают два процесса:

- выделение кристаллов налканов на холодной поверхности;

- кристаллизация налканов в объеме нефти.

Практически важным является не само по себе выделение парафинов, а отложение их на поверхности труб и оборудования по направлению теплопередачи.

Такие отложения формируются при соблюдении ряда условий: наличия в нефти высокомолекулярных углеводородов, в первую очередь метанового ряда; снижения температуры потока до значений, при которых происходит выпадение твердой фазы; наличия подложки с пониженной температурой, на которой кристаллизуются углеводороды и с которой они настолько прочно сцепляются, что возможность срыва отложений потоком при заданном технологическом режиме практически исключается.

Исследованиями последних лет достоверно установлено, что прямой связи между содержанием парафина и интенсивностью его отложения нет.

Отсутствие такой связи обусловлено, прежде всего, существенным различием состава твердых углеводородов -«парафина», а именно, различием в соотношениях ароматических, нафтеновых и метановых соединений в высокомолекулярной части углеводородов, которое при стандартных методах исследования нефтей не определяется. Между тем, доказано, что именно различия в составе твердых углеводородов в основном и предопределяют особенности формирования парафиновых отложений. Чем выше содержание углеводородов с разветвленными структурами -ароматических, нафтеновых и изоалкановых, тем менее прочными оказываются парафиновые отложения, поскольку такого типа соединения обладают повышенной способностью удерживать кристаллическими образованиями жидкую массу. Углеводороды метанового ряда - особенно высокомолекулярные парафины, наоборот, легко выделяются из раствора с образованием плотных структур. Ясно, что рыхлые и полужидкие кристаллические отложения сравнительно легко могут быть удалены естественным потоком жидкости в процессе эксплуатации скважин, не вызывая никаких осложнений, и, наоборот, плотные и прочные отложения, сформированные в основном из налканов, создают серьезные осложнения, на ликвидацию которых затрачивается много средств и труда.

1.4 Состав и свойства АСПО

АСПО не является простой смесью асфальтенов, смол и парафинов, а представляют собой сложную структурированную систему с ярко выраженным ядром из асфальтенов и сорбционносольватным слоем из нефтяных смол (ССЕ). Асфальтосмолистые вещества (АСВ) представляют собой гетероциклические соединения сложного гибридного строения, в состав которых входят азот, сера, кисло род и металлы (Fe, Mg, V, Ni, Ca, Ti, Mo, Cu, Crи др. ). До 98 % АСВ составляет ароматические и нафтеновые структуры.

Каркас структуры молекул смол и асфальтенов образует углеводородный скелет, составляющий 7090 % от общего веса молекул. В генетическом связанном ряду углеводородысмолыасфальтены наблюдается постепенная тенденция обеднения водородом и обогащения углеродом; возрастает доля ароматических элементов структуры, и повышается степень их конденсированности; снижается доля атомов углерода в периферийной части; повышается удельный вес атомов в центральном ядре молекул -поли ядерной структуре с сильным преобладанием ароматических колец. Смолы и асфальтены различаются также по содержанию азота и кислорода. В смолах в основном концентрируется кислород, а в асфальтенах азот.

В зависимости от природы нефти и содержания в ней твердых углеводородов, а также в зависимости от места отбора проб состав отложений включает: парафины -9. . . 77 %; смолы -5. . . 30 %; асфальтены 0,5. . . 70 %; связанную нефть до 60 %; механические примеси -1. . . 10 %; воду -от долей до нескольких процентов; серу -до 2 %.

В зависимости от содержания органических составляющих АСПО предложено подразделять на три класса:

1. асфальтеновый -П/(А+С) < 1;

2. парафиновый -П/(А+С) > 1;

3. смешанный -П/(А+С) ~ 1, где П, А и С содержание (% масс. ) парафинов, смол и асфальтенов, соответственно.

Обычно под термином «парафины»объединяют всю углеводородную часть отложений. Хотя в данной части и преобладают нпарафины (метановые углеводороды, или алканы с прямой цепью), в меньшем количестве в ней содержатся нафтеновые (циклоалкановые) и ароматические углеводороды cдлинными алкильными цепями. Структура парафиновых углеводородов микрокристаллическая, нафтены с длинными алкильными радикалами образуют макрокристаллическую структуру.

Смолы, входящие в состав АСПО, представлены прежде всего нейтральными смолами, выделенными с помощью силикагеля и хлороформа (четырех хлористым углеродом). Это полужидкие, иногда полутвердые темнокоричневого или черного цвета вещества. Относительная плотность смол от 0,99 до 1,08 г/см.

Молекулярная масса смол может достигать 1200. Они хорошо растворяются во всех нефтепродуктах и органических растворителях, за исключением этилового и метилового спиртов. В среднем смолы содержат до 1517 % кислорода, серы, азота. С повышением молекулярной массы смол содержание кислорода, серы и азота снижается. Основой структуры молекул смол является плоская конденсированная поли карбоциклическая сетка, состоящая преимущественно из бензольных колец. В этой структурной сетке могут содержаться нафтеновые и гетероциклические кольца (пяти и шестичленные). Периферийная часть конденсированной системы смол АСПО замещена на углеводородные радикалы (алифатические, циклические и смешанные). Природа и количество этих заместителей сильно зависит от свойств нефти. Заместители могут включать функциональные группы (ОН, SH, NH2, =СО и др.). При нагреве до 260350 °С смолы начинают уплотняться и превращаются в асфальтены.

С повышением концентрации в растворе смолы, с одной стороны, замедляют рост кристаллов, а с другой, -способствуют деформации поверхности кристаллов и возникновению на них новых центров кристаллизации. Степень проявления той или иной тенденции определяется природой смол и обуславливает соответствующую форму и размер кристаллов твердых углеводородов.

По современным представлениям асфальтены -это полициклические ароматические сильно конденсированные структуры с короткими алифатическими цепями в виде темнобурых аморфных порошков. Плотность асфальтенов несколько больше единицы. В асфальтенах содержится (% масс. ):80. . . 86 % углерода, 7. . . 9 % водорода, до 9 % серы и кислорода, и до 1,5 % азота. Асфальтены не кристаллизуются и не могут быть разделены на индивидуальные компоненты или узкие фракции. При нагревании выше 300400 єС они не плавятся, а разлагаются, образуя углерод и летучие продукты. Асфальтены являются наиболее тяжелыми и полярными компонентами нефти. Асфальтены очень склонны к ассоциации, их частицы полидисперсны и поэтому молекулярная масса в зависимости от метода определения может колебаться от 2000 до 4000 а. е. м. Асфальтены рассматриваются как продукты уплотнения смол. Частица асфальтенов представляет собой «мицеллу», ядро которой состоит из высокомолекулярных полициклических конденсированных соединений преимущественно ароматического характера, а адсорбционный слой образуют низкомолекулярные поверхностноактивные соединения, включающий смолы и нафтеновые кислоты, которые вместе салифатическими компонентами нефти, образуют сольватную оболочку мицеллы.

1.5 Методы борьбы с АСПО

Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по двум направлениям. Во-первых, по предупреждению (замедлению) образования отложений. К таким мероприятиям относятся: применение гладких (защитных) покрытий; химические методы (смачивающие, модификаторы, депрессаторы, диспергаторы); физические методы (вибрационные, ультразвуковые, воздействие электрических и электромагнитных полей). Второе направление - удаление АСПО. Это тепловые методы (промывка горячей нефтью или водой в качестве теплоносителя, острый пар, электропечи, индукционные подогреватели, реагенты при взаимодействии с которыми протекают экзотермические реакции); механические методы (скребки, скребкицентраторы); химические (растворители и удалители) [2, 23].

Как показывает практика, наиболее эффективным является предупреждение отложения смолопарафиновых веществ, так как при этом достигается наиболее устойчивая и безаварийная работа нефтепромыслового оборудования, снижаются затраты на добычу и перекачку нефти.

Существует несколько наиболее известных и активно применяемых в нефтедобывающей промышленности методов борьбы с АСПО, но многообразие условий разработки месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий.

1.6 Химические методы борьбы с АСПО

Одним из перспективных и выгодных способов борьбы с запарафиниванием скважин и трубопроводов является химический метод, так как он имеет высокую эффективность, технология проведения работ несложна, эффект действия реагентов имеет пролонгированный характер.

Химические методы базируются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела фаз: нефтьповерхность металла трубы, нефть дисперсная фаза.

В настоящее время ингибиторы АСПО условно разделяют на группы по предполагаемому механизму действия. В табл. 1 приведена современная классификация химических реагентов, предотвращающих отложения асфальто смолопарафиновых веществ.

Таблица 1 Классификация химических реагентов, предотвращающих отложения АСПО

Группа ингибитора	Основной компонент	Основной принцип действия
Смачиватели	Полиакриламид Кислые органические фосфаты Силикаты щелочных металлов	адсорбируются на поверхности и образуют гидрофильную пленку, препятствующую адгезии гидрофобных кристаллов парафина к внутренней поверхности труб
Диспергаторы	Соли металлов Соли высших СЖК Силикатносульфенофеноные растворы Сульфатированный щелочной лигнии	воздействуют на процесс кристаллизации твердых компонентов нефти на макромолекулярном уровне с образованием адсорбционного слоя из молекул реагента не мелких зародышевых кристаллах углеводородов, препятствуя их слипанию
Модификаторы	Атактический полипропилен (Mm=20003000) Низкомолекулярный полиизобутилент (Mm=20003000) Сополимеры этилена и сложных эфиров	изменяют форму и поверхностную энергию кристаллов парафина, в результате этого снижается склонность кристаллов к взаимному объединению или присоединению к стенкам трубы
Реагенты комплексного действия	реагенты марки СНПХ, композиции присадок	Комплекное действие

Ингибирующие свойства проявляет весьма широкий набор соединений различной химической природы. Однако при всем их разнообразии можно выделить три общих признака. Во-первых, все они, даже присадки не полимерного типа, обладают довольно значительной молекулярной массой (в диапазоне 50010000), которая в несколько раз больше молекулярной массы наиболее тяжелых налканов нефтепродуктов и нефтей, обусловливающих их низкотемпературные свойства. Во-вторых, макромолекула присадок, как правило, представляет собой сочетание полиметиленовой цепи с полярными группами. В-третьих, все вещества, даже не полимерного типа, полидисперсны по молекулярной массе и по составу. Иными словами, присадка не является индивидуальным веществом, а представляет собой смесь молекул различного состава и молекулярной массы.

В последнее время наметилась тенденция к разработке присадок комплексного действия, что достигается за счет создания композиции присадок с различным спектром действия. Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с:

- процессом разрушения устойчивых нефтяных эмульсий;

- защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии;

- защитой от солеотложений;

- процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока.

1.7 Удалители и растворители АСПО

Несмотря на возросшее число отечественных и зарубежных публикаций по химическим методам депарафинизации нефтепромыслового оборудования и призабойных зон скважин, прогнозных рекомендаций по применению определенных составов для удаления того или иного типа АСПО и универсального удалителя нет. Это объясняется в основном, различием в составах АСПО по месторождениям, их изменением, как по пути движения нефти, так и в процессе разработки месторождений; отсутствием теоретических разработок по взаимодействию твердых углеводородов и реагентов.

В настоящее время поиск удалителей и растворителей АСПО, как правило, проводится опытным путем. Многие предложенные составы подбирают лишь с учетом наличия сырья в нефтедобывающем регионе, причем выявляется общий эффект взаимодействия АСПО-удалитель, без определенного механизма его действия. Естественно, что такие составы нашли успешное применение лишь на отдельных месторождениях и не во всех технологических процессах удаления.

1.8 Механические методы борьбы с АСПО и технология работ при их применении

Группа механических методов борьбы с парафином заключается в периодическом соскабливании его с поверхности НКТ. Для этой цели была создана целая гамма скребков различной конфигурации постоянного и переменного сечения, опускаемых в НКТ на проволоке специальной лебедкой. Созданы скребки, укрепляемые на штангах, известны «летающие» скребки и скребки центраторы.

Скребки переменного сечения были выполнены так. что при движении вниз они уменьшают свой диаметр, что обеспечивает им свободный проход даже при наличии на стенках труб отложений парафина. При подъеме скребка один из ножей под действием сил, мешающих движению вверх (наличие парафиновых отложений) перемещается вниз, увеличивая режущий диаметр ножей, и срезает отложившиеся асфальтосмолистые вещества.

АДУ -- автоматическая депарафинизационная установка, осуществляющая подъем и спуск скребка в скважину. Одной из конструкций, получивших широкое применение в свое время, являлась установка АДУ3. Ими оснащались фонтанные и скважины, эксплуатируемые УЭЦН

Дальнейшим усовершенствованием методов борьбы с парафином было применение летающих скребков конструкции УФНИИ. Принцип действия их состоял в том, что они оснащались ножами-крыльями, складывающимися при движении вниз и раскрывающимися при движении вверх.

Перед спуском летающего скребка в насосно-компрессорных трубах устанавливался нижний амортизатор сбрасываемого типа, состоящий из подпружиненного кольца и корпуса с плашками. Последний фиксируют в стыке труб на необходимой глубине. Второй амортизатор - верхний, устанавливался на буферной задвижке фонтанной арматуры взамен лубрикатора.

Движение вниз заменялось под действием собственного веса, вверх струей движущейся жидкости. При этом раскрывшиеся ножи соскабливали парафин с НКТ. Переключение движения на ход вверх или вниз происходило при воздействии скребка на концевой нижний или верхний амортизатор. Было установлено, что минимальными дебитами, при которых летающие скребки нормально работали, были 4550 т/сут, а давление на буфере - 0,51,0 Мпа.

Верхняя предельная величина дебита 180200 т/сут и буферное давление 4,55,0 Мпа.

Летающие скребки получили ограниченное в применение изза ряда осложнений. К ним относились постоянные остановки скребков изза заклинивания в парафиновых отложениях, стыках труб или искривлениях колонны, избежать которых было практически невозможно.

В отдельных скважинах они работали удовлетворительно и могут сегодня использоваться в арсенале средств борьбы с парафином. Скребки для скважин, эксплуатируемых УШГН, могут выполнятся фигурными или пластинчатыми. На каждой штанге укрепляется до 8 скребков. Существенным недостатком пластинчатых скребков является способ их крепления.

Он состоит в приварке пластины к хомуту, охватывающему штангу. При этом предполагается, что сварка не повредит штангу, а удерживаться пластина в заданном месте будет за счет деформации хомута при охлаждении.

На самом деле в процессе сварки нагревается и штанга, что, наверняка, вызывает изменении в структуре металла. Кроме того, имеют место случаи их сползания с места установки.

Очистка НКТ от парафина происходит в процессе вращения колонны штанг со скребками. Для этой цели применяют штанговращатели, монтируемые на устье скважины и поворачивающие колонну при движении вниз.

1.9 Тепловые методы

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

А) подача в скважину теплоносителей - пара и жидкостей;

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

Промышленность выпускает для этих целей агрегаты и установки нескольких конструкций.

Промысловая паровая передвижная установка ППУА1600/100 предназначается для депарафинизации оборудования паром, вырабатываемым специальным парогенератором, смонтированным на шасси автомобиля КрАЗ - 255Б1А.

Парогенератор - вертикальный прямоточный змеевиковый котел, превращающий воду в пар , в количестве 1. 6м3/с с давлением 10мпа и температурой до 310 С. При воздействие пара на АСПО последние расплавляются, отделяясь от стенок труб и, смешиваясь с жидкостью, выносятся из скважины.

Парогенераторная передвижная установка ППУА 1600 разработана и предназначена для депарафинирования призабойной зоны скважин, трубопроводов, резервуаров, арматуры и тому подобного нефтепромыслового оборудования, который насыщен паром низкого (до 6 кгс/см2) и высокого (до 100 кгс/см2) давления. ППУА 1600 также предназначена для обогрева и мойки дорожной техники, идеальна для разогрева бытового, коммунального, промышленного, водяного и газового оборудований.

ППУА 1600 оборудована эффективным насосом высокого давления, установленного для подачи воды в парообразующий контур котла. В стандартную комплектацию данной передвижной установки включены современные приборы контроля за давлением пара в системе вместе с цифровой индикацией в реальном времени.

ППУА 1600 монтируется на следующих шасси:

Шасси Урал 4320195140

Шасси Урал 5557115140

Санный вариант ППУА

Принцип работы ППУА 1600. Все оборудование парагенераторной передвижной установки размещено на монтажной раме и прикрыто кузовом, который предохраняет оборудование от атмосферных осадков и всевозможной пыли.

Управление работой передвижной установки осуществляется при помощи дистанционной связи, которая находится в кабине водителя. Дистанционная связь включает слудующие параметры: щит приборов, штурвалы регулирующего парового вентиля и вентиля для контроля количества топлива, которое подается в топку парового котла. Наконец, здесь же установлена рукоятка управления заслонкой вентилятора.

Через коробку дополнительного отбора мощности, карданным валом (с клиновыми ремнями) тяговый двигатель осуществляет привод основного оборудования, установленного на ППУА 1600. В передней части монтажной рамы установлены: вентилятор высокого давления, паровой котел, питательный насос для закачки воды в котел. Стальная часть монтажной рамы занята проходом для регулировки и мониторинга оборудования; здесь также есть цистерна для питательной воды и бак для топлива парового котла. Все оборудование на ППУА 1600 надежно связано в технологическую линию трубопроводами, электропроводкой и арматурой. Вся установка ППУА 1600 разработана в соответствии со всеми предусмотренными правилами безопасности. Средства безопасности включают в себя: предохраняющую змеевику парогенератора, предназначенную от пережога при повышении требуемых уровней давления и температуры пара; датчики слежения за уровнем воды в цистерне и снижением расхода питательной воды.

o ППУА 1600 / 100 - с отбором пара высокого давления.

o ППУА 1600 / 100М - с отбором пара как высокого, так и низкого давления.

o ППУА 1600 / 100А - с четырьмя режимами работы, горелочным устройствам нового поколения и устройствам автоматического контроля и регулирования «РУБИН»

2. Расчетная часть

асфальтосмолопарафиновый нефть месторождение добыча

2.1 Расчет на прочность труб парового котла и расширителя для установки ППУ - 1600/100

Задача расчета.

Настоящий расчет является определением соответствия запасов прочности труб и расширителя парового котла требованиям ОСТ 108031. 0275. Данные для расчета.

Диаметр наружной трубы парового котла Dн, мм 28±0. 3%

Номинальная толщина стенки, мм 3. 5±10

Максимальное давление, создаваемое насосом при закрытой задвижке Рmax, кгс/см2 150

Температура насыщенного пара tн, оС 310

Диаметр наружный расширителя , мм 76±0. 3%

Номинальная толщина стенки Sр, мм 8±0. 3%

Марка стали - сталь 20

Ресурс до капитального ремонта, ч 5. 5*103

Минимальный радиус сгиба трубы Rmin, мм 93

Расчет на прочность труб парового котла

Расчетное давление в трубопроводах равно:

Р=0. 9Рmax=0. 9. 150=135 кгс/см2 (2. 1)

Расчетная температура стенки внутреннего змеевика и потолочного змеевика котла, подверженных лучеиспусканию факела равно:

tст=tн+4S+30=310+14+30=354 оС (2. 2)

Номинальное допускаемое напряжение для стали 20 по ТУ 14346075 выбираем кгс/мм2.

Расчет толщины стеки трубы нагрева под внутренним давлением

Номинальная толщина стенки трубы нагрева определяется по формуле:

(2. 3)

где коэффициент прочности;

наименьший коэффициент прочности;

Р - номинальное давление, кгс/мм2;

С - прибавка к расчетной толщине стенки, мм;

формула (2. 39) справедлива при выполнении условия:

(2. 4)

Для бесшовных труб . Трубы котла ослаблены одиночным неукрепленным отверстием диаметром d=8мм. Коэффициент прочности трубы, ослабленной одиночным неукрепленным отверстием, определяется по формуле:

(2. 5)

Прибавка к расчетной толщине стенки равна:

С=С1+С2+С3, (2. 6)

где С1 - расчетная прибавка к толщине стенки трубы, компенсирующая минусовое отклонение по толщине стенки полуфабриката, а также утолщение при гибке, мм:

С2 - расчетная прибавка, учитывающая искажение правильной геометрической формы при гибке труб;

С3 - расчетная прибавка, компенсирующая потерю металла в эксплуатации, вызванную окалинообразованием (коррозией) в условиях длительной эксплуатации.

Прибавка С1 определяется по формуле:

С1 = А1(SC), (2. 7)

где А1 - коэффициент, зависящий от величины минусового отклонения по толщине стенки и относительного радиуса изгиба, принимаем при

и -10% из табл. (2. 8)

А1 =0. 15

Т. к. С2 принимаем только для труб с наружным диаметром 76 мм, то в нашем случае при Dн=28мм - С2 =0.

Для труб поверхностей нагрева, эксплуатируемых в условиях, допускающих применение ст. 20, прибавка С3 не вводится.

Следовательно С= С1.

Найдем прибавку С: С1 =0. 15(3. 5 С1 );

С1=0. 46 мм, принимаем С1=0. 5 мм.

Расчитаем коэффициент прочности трубы по формуле (2. 9):

Определяем пригодность формулы (2. 6) по формуле (2. 10):

0. 107<0. 25

Определяем толщину стенки трубы нагрева под внутренним давлением по формуле (2. 40):

мм.

Толщину стенки труб принимаем равной 3. 5 мм.

Проверяем выполнение условия для толщины стенки труб обогреваемых труб радиационных поверхностей нагрева:

(2. 11)

0. 125<0. 25, условие выполняется.

Проверяем выполнение условия для толщины стенки труб, не подверженных радиационному нагреву:

(2. 12)

0. 125<0. 25, условие выполняется.

Допустимое значение давления определяем по формуле:

(2. 13)

кгс/см2.

Величина пробного давления при гидравлическом испытании не должна превышать величину вычесленную по формуле:

, (2. 14)

где Рг - пробное давление при гидравлическом испытании, кгс/см2;

номинальное допускаемое напряжение при температуре 20оС, кгс/мм2.

кгс/см2.

Формула справедлива при выполнения условия:

(2. 15)

0. 107<0. 13, условие выполняется.

Приведенное напряжение определим по формуле:

кгс/мм2. (2. 16)

Наибольший допустимый диаметр неукрепленного отверстия:

(2. 17)

где dпред - наибольший допустимый диаметр неукрепленного отверстия, м

коэффициент прочности, определяемый по формуле:

. (2. 18)

мм.

Размеры неукрепленного отверстия труб парового котла удовлетворяют требованиям, они меньше наибольшего допустимого диаметра.

Дополнительные напряжения, прилагаемые к трубам парового котла пренебрежительно малы.

Проверочный расчет на усталость не проводится, т. к. наружный диаметр труб меньшее 100 мм.

Заключение

Проблема образования асфальтосмолопарафиновых отложений приобретает более серьезные масштабы в связи с переходом многих месторождений в позднюю стадию разработки. Приступая к ее решению надо руководствоваться общими подходами -прежде всего, выяснить причины данного явления.

Процесс образования АСПО определяется многими факторами, среди которых условия эксплуатации технологического оборудования при добыче, транспорте и хранении нефти (термобарические условия, динамические характеристики потока, обводненность продукции и др.), свойства самой нефти (физико-химические характеристики, групповой химический состав).

Среди методов, применяемых для удаления АСПО при добыче нефти, наиболее эффективными и технологичными на современном этапе развития нефтяной отрасли можно считать химические методы. В связи с этим успешность решения вышеуказанной проблемы во многом зависит от разработки и внедрения новых составов растворителей АСПО во всех без исключения процессах нефтедобычи.

АСПО снижают производительность скважин, увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО актуальная задача при интенсификации добычи нефти.

Методы борьбы с АСПО предусматривает проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже образовавшихся осадков.

Каждый из рассмотренных методов имеет свои положительные и отрицательные стороны. Рекомендации для применения того или иного способа борьбы с парафином необходимо осуществлять для каждой конкретной скважины, основываясь на сведениях о ее эксплуатации, анализируя затраты на проведение профилактических работ, причем приоритетным является такой метод, который является самым эффективным и экономически выгодным, не требующим больших затрат.

Список литературы

1. Агаев С. Г. , Гребнев А. Н. , Землянский Е. О. Ингибиторы парафиноотложений бинарного действия // Нефтепромысловое дело. 2008.

2. Биккулов А. З. Механизм парафиноотложения в гидродинамических условиях

3. Каюмов М. Ш. , Тронов В. П. , Гуськов И. А. , Липаев А. А. Учет особенностей образования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяных месторождений //Нефтяное хозяйство. 2006. №3. С. 4849.

4. Минеев Б. П. , Болигатова О. В. Два вида парафина, выпадающего на подземном оборудовании скважин в процессе добычи нефти // Нефтепромысловое дело. 2004. №12. С. 4143.

5. Небогина Н. А. , Прозорова И. В. , Юдина Н. В. Особенности формирования и осадкообразования водонефтяных эмульсий //Нефтепереработка и нефтехимия. 2008. №1. С. 2123.

6. Персиянцев М. Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М. : ООО "НедраБизнесцентр", 2000. 653 с.

7. Сорокин А. В. , Табакаева А. В. Влияние газосодержания нефти на формирование АСПО в подъемнике скважины //Бурение и нефть. 2009. №2. С. 2526.

8. Строганов В. М. , Турукалов М. Б. Экспрессметодика подбора эффективных растворителей асфальтеносмолопарафиновых отложений // OilGas. 2007.

9. Тронов В. П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними. М. : Недра, 1970. 192 с.

10. Шарифуллин А. В. , Байбекова Л. Р. , Сулейманов А. Т. Особенности состава и строения нефтяных отложений // Технологии нефти и газа. 2006. №6. С. 19

Размещено на Allbest.ru