2.2Основные методы борьбы с аспо

Для предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений применяют следующие мероприятия:

Химический. В этом случае используют химические реагенты и растворители. Осуществляют промывки колонн НКТ растворителями типа РАСПО, СОНПАР, МЛ-72, МЛ-80, РТ-1У гидрофодно-эмульсионными растворами, нексановый фракцией, соляро-бензиновой смесью, применяют ингибиторы парафинового отложения Реапон ИФ, Реапон-4В, РТ-1М, а также применяют ИКД спускаемый под насос.

Термический. Здесь промывка колонн НКТ горячей нефтью (на установках ШГН) и пропарка лифта с помощью агрегатов АДП-12/150 и паропередвижных установок.

Механический: применение скребков на штангах со штанговращателями, торпед (резиновые шары), крупнозернистая соль, разбуривание.

Физический: МИОН (магнитный индуктор).

2.2.1 Химический метод

Сущность химического метода заключается в применении специальных растворителей, удаляющих отложения АСПО, за счет изберательного растворения отдельных составляющих и диспергирования смолопарафиновой массы, а так же реагентов, предотвращающих отложения парафинов-диспергаторов, депрессаторов и модификаторов.

Предлогаемые внастоящее время удалители отложени я парафина можно разделить на следующие группы:

1. Растворители (однофазные системы);

2. Вода+ПАВ (однофазные системы);

3. Дисперсии растворителей (двухфазные системы);

4. Мицелярные растворы (однофазные системы).

Рисунок 2.1 Борьба с АСПО на Ельниковском месторождении нефти

Самым эффективным растворителем парафина является сероуглерод, хлорированные углеводороды. Растворяющая способность таких продуктов как бензол, толуол, скипидар в три раза ниже. Еще меньшей растворимостью к

парафину обладает бензин, керосин. Несмотря на высокую растворяющую способность сероуглерода, применение его ограничено в силу высокой

огнеопасности и токсичности. Хлорированные углеводороды отрицательно влияют на процессы переработки нефти, отравляя катализаторы. Поэтому наиболее широкое применение при очистке от парафиновых отложений нашли углеводороды ароматического ряда: бензин, газолин, керосин, скипидар.

Зачастую для отмывки отложений используют подогретую нефть.

Выбор того или иного растворителя для очистки от смолопарафиновых отложений определяют составом отложений, их прочностью, способом эксплуатации скважин. Так для фонтанных скважин целесообразно использование менее жестких растворителей: бензин, керосин, подогретая легкая нефть; для газлифтных - более жестких, например, толуола или смеси его с керосином (1 группа).

Ко второй группе относятся водные растворы ПАВ преимущественно неионогенного типа, например, ОП-10 при концентрации поверхностно-активного вещества от 0,1 до 5 %. Использование ПАВ целесообразно для отмывки АСПО, с преобладающим содержанием смол и незначительно парафина (до 1,5 %). Расход реагента 6-40 гр. на 1 тонну нефти.

К третьей группе относятся водные дисперсии растворителей, приведенных в первой группе. Дисперсии представляют собой двухфазную систему с содержанием растворителя от 5 до 90 %. В качестве дисперсной среды (непрерывной фазы) используют воду или кислоты.

При очистке скважинного оборудования химические реагенты подаются через затрубное пространство или непосредственно в НКТ. Объем растворителя от 5 до 30 м. Другой разновидностью химического метода является использование добавок-модификаторов. Действие их основано на изменении кристаллизации парафина за счет адсорбции добавок на последнем и сводится к понижению способности парафина к образованию центров централизации. Преимуществом использования модификаторов является то, что они способны поддержать парафин во взвешенном состоянии на всем пути движения нефти от забоя скважины до нефтеперерабатывающих заводов. Модификаторы вводят в количестве 0,0001 -0,01 кг/т через затрубное пространство. Эффективность использования модификаторов повышается после очистки скважины растворителем. Использование добавок-модификаторов позволяет снизить температуру застывания нефти на 20-30°С, понизить вязкость нефти. Отложение парафинов снижается до 50 %. Таки образом, очистка от смолопарафиновых отложений отличается многообразием методов и видов реагентов. Выбор метода для очистки будет определяться конкретными условиями нефтяного месторождения.

Разработан широкий ассортимент химических реактивов растворителей АСПО.

На Ельниковском месторождении используют:

Реагент СНПХ – 7р-1 – смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения и ароматических углеводородов.

Реагент ЛМЛ-72 – смесь синтетических ПАВ разных классов и различного химического состава, многоцелевой продукт, помимо использования для очистки от АСПО насосно-компрессорных труб и другого оборудования реагент используют в качестве компонент задавочной жидкости при ремонтных работах и реагента, способствующего интенсификации работы механизированных скважин с обводненной продукцией.

Реагент РТ-1 представляет собой 7 – 10% композиции поверхностно-активных веществ в углеводородном растворителе.

В качестве поверхностно-активных веществ используется алкилированные сульфакислоты.

В качестве углеводородного растворителя – гексановая фракция. Температура застывания реагента РТ-1 - 35˚С.

Для закачки РТ-1 в затрубное пространство и в нефтепровод используют дозировочные насосы типа (НД 1,6 х 60 или НД 10 х 60) с электроприводом и механическим приводом от станка-качалки.

Подача ингибитора в скважину

I - устройство для подачи ингибитора; 2 - бака для заливки жидкого реагента; 3 - механизма регулировки длины троса; 4 - всасывающего трубопровода; 5 - фильтр; 6 - нагнетательного трубопровода.

Рисунок 2.2 Устройство подачи реагентов.