книги / Тепловая депарафинизация скважин

Рис. 5.4. Паровая промысловая установка ППУА-1600/100 на шасси Урал-4320-40.

Рис. 5.5. Паровая промысловая установка ППУ-2000/100 на шасси Урал-5557-40.

5.2. Агрегаты для депарафинизации скважин АДП

Существует несколько модификаций агрегатов для депарафинизации

скважин: 1АДП-4-150, АДПМ-12/150 VI и 2АДПМ-12/150 VI.

Расшифровка обозначений агрегатов:

—АДП —агрегат для депарафинизации, передвижной;

—АДПМ — агрегат для депарафинизации, передвижной, модернизиро­ ванный;

Агрегатами управляют из кабины водителя автомобиля, где установ­ лено место оператора и сосредоточены все контрольные приборы и узлы управления агрегатом. Привод всех механизмов агрегатов осуществляется через специальную трансмиссию. КИП и система автоматики позволяют контролировать все рабочие параметры агрегата, обеспечивают защиту на­ гревателя и его безаварийную работу.

Работу агрегатов АДП организовывают следующим образом. За каж­ дым агрегатом закрепляют по 2-3 автоцистерны, которые подвозят к об­ рабатываемой скважине 1 8 ... 27 м3 нефти. Депарафинизацию скважин проводят профилактически по заранее намеченному графику. Обработ­ ку скважин в большинстве случаев проводят по кольцевой схеме, ко­ гда нагретая нефть подается в межтрубное пространство между эксплу­ атационной колонной и НКТ и далее через насосную установку в ко­ лонну НКТ. При этом значительно сокращается объем подготовительных работ, а депарафинизация скважин ведется, как правило, без ее оста­ новки.

Рабочие параметры агрегата (температуру нагрева нефти, темп закач­ ки) выбирают для каждой скважины индивидуально в зависимости от ее технического состояния, способа эксплуатации, дебита.

В агрегатах АДПМ-12/150 VI (рис. 5.7) и 2АДПМ-12/150 VI при­ менена новая конструкция нагревателя нефти, отличающаяся от исполь­ зуемой в агрегатах 1АДП-4-150 более высоким КПД и лучшими весога­ баритными характеристиками. Агрегат изготовлен без громоздкой шамот­ ной обмуровки, более прост в конструкции и технологичней в изготов­ лении.

Агрегат 2АДП-12/150 позволяет нагнетаемую в скважину нефть не отводить в систему сбора, а возвращать ее в агрегат для повторного на­ грева и закачки [45], т. е. агрегат может работать по замкнутой схеме. Для обеспечения работы по такому принципу агрегат оснащен дополнительным оборудованием: обратным трубопроводом для возврата нефти на агрегат,

--------------------- 8800 ------------

Рис. 5.7. Агрегат АДПМ-12/150У.

сетчатым фильтром для очистки от механических примесей возвращаемой нефти, газоотделителем для обеспечения нормальной работы нагнетатель­ ного насоса. Техническая характеристика агрегатов АДП [45] приведена в табл. 5.4.

Агрегат АДПМ-12-150 на базе автомобилей Урал. В г. Миасс Челя­ бинской области на автомобильном заводе «Урал» освоено производство агрегатов АДПМ-12-150 на базе автомобилей Урал. Общий вид агрегата показ на рис. 5 .8, а основные технические характеристики [20 ] приведены в табл. 5.5.

Рис. 5.8. Агрегат для депарафинизации скважин АДПМ-12/150 на шасси автомоби

ля Урал-5557-40.

Таблица 5.4. Техническая характеристика агрегатов АДП

с полной загрузкой, кг

Таблица 5.5. Техническая характеристика агрегата АДПМ-12/150

Гл ава 6

Совершенствование тепловых обработок

Проблема повышения эффективности тепловых методов удаления ас­ фальтосмолопарафиновых отложений в добывающих скважинах до насто­ ящего времени остается актуальной, а многие ее вопросы — не решен­ ными.

Стратегия развития методов тепловой депарафинизации скважин раз­ личных производственных структур, участвующих в общем технологи­ ческом процессе добычи нефти, обусловленная поставленными целя­ ми и задачами, является, как правило, обособленной и узкоспециали­ зированной.

Предприятия, занимающиеся модернизацией и совершенствованием оборудования для тепловой депарафинизации скважин, основные усилия направляют, прежде всего, на создание агрегатов повышенной произво­ дительности. Промысловые работники в большей степени заинтересованы в разработке новых технологических схем и приемов удаления АСПО, ба­ зирующихся на новой узкоспециализированной технике. В результате воз­ никла ситуация, когда переход на новые более эффективные технологии, связанные с использованием ПАВ и новых теплоносителей, например на водной основе, сдерживается уже из-за отсутствия соответствующей тех­ ники. Ассортимент таких теплоносителей может варьироваться от наибо­ лее простых водных сред до сложных многокомпонентных водных систем, включающих набор различных по назначению ПАВ, обеспечивающих до­ стижение заданных технологических показателей теплоносителя.

Основные пути повышения эффективности тепловой депарафини­

зации скважин:

—создание агрегатов повышенной производительности, в которых ис­ пользование новых типов нагревателей нефти обеспечивает и более высокий КПД установки;

—модернизация и совершенствование технологических схем агрегатов, обеспечивающих возможность введения в поток теплоносителя химре­ агентов, например ПАВ;

—совершенствование существующих и разработка новых тепловых но­ сителей для проведения обработок;

—модернизация агрегатов для работы с тепловыми носителями на водной основе;

—совершенствование технологических схем обработок;

—подбор наиболее оптимальных параметров проведения тепловых обра­ боток.

6.1.Совершенствование тепловых обработок скважин горячей нефтью

Технологическая операция удаления АСПО с внутренней поверхности НКТ сопровождается сложными физико-химическими процессами, проис­ ходящими с парафиновыми отложениями, в которых наиболее твердая фа­ за — парафины — претерпевает ряд изменений, выражающихся, по меньшей мере, в четырех последовательно протекающих стадиях:

1 ) нагрев парафиновых отложений;

2 ) расплавление парафина за счет тепла горячей нефти;

3)растворение парафина в потоке горячей нефти;

4)выпадение парафина на этапе охлаждения нефтяного потока.

Эффективность технологического процесса очистки нефтепромысло­ вого оборудования может быть значительно повышена за счет избиратель­ ного воздействия на каждую стадию процесса в отдельности. В случае комплексного подхода — на две-три последовательные.

Первые две стадии процесса зависят от конструктивной особенности и характеристики существующих агрегатов для депарафинизации нефтепро­ мыслового оборудования, а также от применяемых технологических схем осуществления промывок. Третья и четвертая — от вида используемого теп­ лоносителя и дополнительно вводимых в него специальных химических добавок (ПАВ), обеспечивающих увеличение растворяющей способности самого теплоносителя, а также разрыхление и диспергирование парафино­ вых отложений. С помощью ПАВ можно управлять избирательным смачи­ ванием поверхности. Согласно П.А. Ребиндеру [34, 111] адсорбция ПАВ на твердой поверхности всегда вызывает улучшение избирательного сма­ чивания той жидкостью, из которой происходит адсорбция. В случае ад­ сорбции ПАВ из углеводородной фазы к поверхности обращены полярные группы. Углеводородные радикалы направлены наружу, гидрофобизируя по­ верхность.

Эффект гидрофобизации при адсорбции ПАВ из углеводородной жид­ кости особенно сильно выражен при химическом закреплении молекул на поверхности металла. Поскольку для предотвращения отложений парафи­ на требуется гидрофилизация поверхности металла, то, очевидно, следует применять различного типа водо- и углеводородорастворимые ПАВ — неио­ ногенные и катионные. Анионные ПАВ не представляют интереса ввиду плохой адсорбции на поверхности металла.

В качестве химических добавок к теплоносителям на углеводородной основе могут быть использованы, например, оксиэтилированные продук­

ты [1 , 6 , 13], сульфанолы [3], алифатические амины [5], низшие С1-С 3 —

алкиловые спирты или их смеси [15] в объеме 0,0 2 ... 5%.

6.1.1. Повышение растворяющей способности парафиновых

отложений в нефти

Под термином «растворение» в данном случае следует понимать коли­ чество АСПО, перешедшее с поверхности очищаемого оборудования в по­ ток нефти и находящееся в нем как в растворенном, так и диспергированном состоянии.

Повышение эффективности растворения парафиновых отложений

внефти достигают за счет множества факторов, главными их которых яв­ ляются:

—повышение растворяющей способности нефти по отношению к АСПО за счет целенаправленного ввода ПАВ;

—использование диспергаторов, обеспечивающих перевод АСПО в мел­ кодисперсное состояние;

—применение модификаторов, влияющих на изменение физико-химичес­ ких параметров АСПО (например, температуры застывания).

Вкачестве поверхностно-активного вещества для повышения раство­ ряющей и диспергирующей способности нефти используют, например, сульфокислоты общей формулы R-SOnH, где п = 3 - 4, R = CmH(2m+i) или СгпН(2т +1)-СбН4, а га = 12 - 14, в ароматическом растворителе об­ щей формулы (R'), (R"), (R'")-C6Hn, где п = 3 - 5, a R'; R"; R'" — одинаковые или различные радикалы H, С Н 3, С 2Н5, С3Н7 [88]. Данные продукты, входящие в серию реагентов РТ, разработаны и промышленно выпускаются ООО «Химнефть», г. Казань. Помимо увеличения растворя­ ющей способности углеводородов, реагенты обеспечивают перевод АСПО

вмелко-дисперсное состояние, т. е. выполняют функцию диспергаторов.