какие методы борьбы с аспо существуют
Какие методы борьбы с аспо существуют
Для предупреждения и удаления АСПО применяют различные методы и технологии. Основные методы борьбы с АСПО представлены на рисунке 1.
Но многообразие условий разработки месторождений и отличие характеристик продукции, которая добывается, часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий.
Для удаления АСПО используют [4]:
1. Тепловые методы: нагрев паром, заливка горячей нефтью, водой и т.д;
Недостатками данных методов являются их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий.
2. Механический метод: очистка скребками различной конструкции;
Использование такого метода борьбы с АСПО значительно осложняется тем, что для его применения часто необходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхности труб
3. Химические: растворители и моющие составы с добавление поверхностно-активных веществ.
Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных методов. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения. Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляется эмпирически.
Для предупреждения АСПО используют:
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 [2, 5].
Рассмотрим факторы, влияющие на образование АСПО [3]:
Все способы борьбы с отложениями АСПО при умелом применении их уже сегодня позволяют эффективно бороться с отложениями в добыче нефти. Для каждого месторождения в зависимости от физико-химических условий пластовых флюидов может применяться тот или иной способ борьбы с АСПО. Однако изучение условий отложения и свойств обязательно во всех случаях. При выборе способа борьбы с отложением с АСПО предпочтение следует отдавать способам предупреждения отложений.
Какие методы борьбы с аспо существуют
ул, Шипиловская 17/3
E-mail: mpk-vnp@mail.ru
E-mail: oil@mpk-vnp.com
E-mail: mail@mpk-vnp.com
Очистка от парафинов
Наши разработки
Защита и очистка от кокса
Защита и очистка от парафинов
Обслуживание нефтяных скважин
Борьба с АСПО. Мероприятия по борьбе с АСПО
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.
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.
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.
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.
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.
Методы борьбы с отложением АСПО
Основное влияние на технологию добычи оказывает содержание парафина, высокий газовый фактор с высоким давлением насыщения на 1 объекте. Добыча производится при выполнении мероприятий по предупреждению и борьбе с асвальто-парафиновыми отложениями (АСПО).
Методы борьбы с АСПО:
— механическая обработка НКТ (скребок, кольцо, фрезой УК-97М «Каскад»);
— тепловая обработка (АДП; установкой АРТ-1 в комплект которой входит гибкая стальная труба диаметром 33 мм., наматываемая на барабан, труба вводится через превентер и сальниковое устройство внутрь НКТ до парафиновой пробки и производится размыв пробки горячей нефтью, затем поднимают трубку при наматывании на барабан; кабель– спуск в скважину специального греющего кабеля, как в НКТ так и с креплением на наружной поверхности НКТ);
— химическая обработка (реагент) – ФЛЕК-Д-020Ф, АМ-7, ТН-10Д, Кродакс ДП 20 и ХПП-007 ТЭ, ХПП-010 – обработка путем смены объема затрубного пространства скважины до полной смены объема с последующей дозировкой в затрубное пространство;
— магнитные активаторы жидкости (МОЖ-2Э) – воздействие постоянными магнитными полями высокой напряженности на водогазонефтяной поток;
На образование АСПО оказывает влияние:
— снижение давления на забое скважин;
— интенсивное газовое выделение;
— уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
— скорость движения газожидкостной смеси;
— состояние поверхности труб.
Влияние температуры в пласте и стволе скважины на АСПО:
— снижение температуры связывает агрегатное состояние компонентов проводящего к образованию центров кристаллизации и росту кристаллов парафина. Характер распределения температуры по стволу скважины существенно влияет на АСПО. Зависит от интенсивности передачи тепла от движущейся по стволу скважины окружающей породы, расширения газожидкостной смеси (ГЖС) и ее охлаждение.
Влияние скорости ГЖС:
— при ламинарном ( низкой скорости потока) характере течения формирование АСПО происходит медленно, сростом скорости при турбулезации потока интенсивность отложений возрастает, но при дальнейшем росте скорости снижается, т.к. большая скорость потока позволяет удерживать кристаллы парафина во взвешенном состоянии, а также срывать потоком часть парафина со стенок НКТ. При больших скоростях охлаждение медленнее для смеси.
Влияние шероховатости НКТ:
— когда значение шероховатости НКТ соизмеримо с размером кристаллов парафина или меньше его процесс отложения затруднен.
Асфальтомолотопарафиновые отложения (АСПО)
Одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин при добыче нефти, а также в работе нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций являются АСПО – асфальтомолотопарафиновые отложения.
Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования, а также внутри труб приводит к уменьшению межремонтного периода работы скважин, снижению производительности системы, снижению эффективности работы насосных установок.
АСПО – сложная углеводородная смесь, которая состоит из парафинов, асфальто-смолистых веществ (АСВ), силикагелевой смолы, воды, масел, механических примесей.
Парафины (20%-70% по массе в АСПО) – являются углеводами метанового ряда, находятся в нефти в растворенном состоянии. Классифицируются на:
Парафины устойчивы к действию кислот и щелочей, легко окисляются на воздухе.
Церезины (высокомолекулярные парафины) отличаются более высокой температурой кипения, чем обычные парафины, и большей молекулярной плотностью и массой.
В состав асфалто-смолистых веществ входят сера, азот и кислород.
Асфальто-смолистые вещества нелетучи, обладают высокой молекулярной массой, неоднородны.
Содержание смолистых веществ в нефти при контакте с водой, а также в связи с окислением и испарением, возрастает.
Также к группе смолистых соединений относятся и асфальтены.
Асфальтены (5% по массе в нефти) – порошковые вещества бурого или коричневого цвета, плотностью больше единицы.
В асфальтенах содержатся следующие вещества:
Данные вещества являются наиболее высокоплавкой и малорастворимой частью осадков тяжелых компонентов нефти.
Согласно современным физико-химическим представлениям, нефтяные дисперсные системы относятся к классу коллоидов, в которых дисперсная фаза из АСВ диспергирована в мальтеновой дисперсионной среде. Физико-химические свойства и технологические характеристики нефти во многом обусловлены межмолекулярным взаимодействием в системах асфальтены-смолы и мальтены-смолы-асфальтены.
Компонентный состав АСПО может сильно изменяться в пределах одного нефтедобывающего региона, и даже в пределах отдельного месторождения.
Знание состава АСПО имеет практическое значение для оптимального подбора химических реагентов.
Для физико-химического исследования состава и структуры АСПО на практике известно множество методов, среди которых экстракционный, хроматографический, термический, спектральный, электрохимический и др.
Причины и условия образования АСПО
Стадии образования и роста АСПО:
Основными факторами, влияющими на АСПО, являются:
Влияние давления на забое и в стволе скважины
Когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из нее парафинов. При этом нарушение равновесного состояния происходит в пласте, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.
При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатационной колонны.
В колонне НКТ (насосно-компрессорных труб) образуются две зоны:
В фонтанных скважинах, при поддержании давления у башмака равным давлению насыщения, выпадения парафина следует ожидать в колонне НКТ.
Для борьбы с АСПО следует работать в двух направлениях – предупреждение образования отложений, а также удаление уже образовавшихся отложений.
На сегодняшний день существует несколько наиболее применяемых и эффективных методов борьбы с АСПО. Многообразие условий разработки нефтяных месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто требует индивидуального подхода, и даже разработки новых технологий.
В настоящее время наиболее широко используются химические методы, базирующиеся на дозировании в добываемой продукции соединений, они уменьшают, а иногда и полностью предотвращают образование отложений.
Химические реагенты для предотвращения образования АСПО подразделяются на:
Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с:
Разработан достаточно широкий ассортимент химических реагентов для борьбы с АСПО:
Недостатком химического метода является сложность подбора эффективного реагента, связанная с постоянным изменением условий эксплуатации в процессе разработки месторождения, а также высокая стоимость.
Физические методы основаны на действии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей.
Вибрационные методы основаны на создании в области парафинообразования ультразвуковых колебаний, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению на стенках труб.
Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным из физических методов. Под действием магнитных полей на движущуюся жидкость происходит разрушение агрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся в типичных концентрациях 10-100 г/т в нефти и попутной воде. В каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому (в 100-1000 раз) увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов и солей и формированию на поверхности ферромагнитных частиц пузырьков газа микронных размеров. В результате разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в виде тонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров выпавших совместно со смолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина.
Образование микропузырьков газа в центрах кристаллизации после магнитной обработки обеспечивает газлифтный эффект, ведущий к росту дебита скважин.
Помимо химических методов удаления АСПО, в нефтедобыче используются также тепловые и механические методы.
Тепловые методы основаны на свойствах парафина плавиться при температурах выше 50 0 С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений или вырабатывать теплосодержащий агент. В настоящее время используются следующие технологии с применением:
Недостатками данных методов является высокая энергоемкость, повышенная электроопасность и пожароопасность, и ненадежность конструкции при достаточно невысокой эффективности.
Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных и распространенных методов в технологических процессах добычи, транспорта, хранения и переработки нефти.
Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся отложений АСПО. Для этой цели разработана целая гамма различных очистных устройств, описанных ниже.
Как метод предотвращения АСПО, следует отдельно выделить применение гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали.
Методы предотвращения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений при добыче и транспортировке нефти
Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) (англ. Heavy oil deposites, asphaltene sediments) — тяжелые компоненты нефти, отлагающиеся на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования и затрудняющие его добычу, транспорт и хранение.
Состав и структура АСПО:
Парафиновые отложения в реальных нефтепромысловых системах никогда не состоят на 100 % из парафинов, а представляют собой смесь парафинов (20–70 % масс.), нефти (до 45 % масс. и более), смолисто-асфальтеновых веществ (20–40 % масс.), силикагелевых смол, масел, воды и механических примесей. В нефтегазовой отрасли России такие отложения принято называть асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО).
Если же основными тяжелыми компонентами АСПО являются асфальтены, а не парафины, следует говорить об «асфальтеновых» АСПО. Но в данной работе я затрагиваю исключительно «парафиновые» АСПО.
Парафины – твердые при нормальной температуре углеводороды, содержащиеся в нефти в растворенном или, в зависимости от температуры, кристаллическом состоянии, и представляющие собой смесь предельных углеводородов (алканов) С16–С70, состоящих из нормальных алканов С16–С40, известных как парафины, изопарафиновых углеводородов и нафтеновых углеводородов С30–С70.
Содержащиеся в нефти парафины могут выделяться из нее кристаллизацией при температуре, ниже определенной, – температуре начала кристаллизации
парафинов ТНКП. ТНКП зависит от химического состава нефти и от молекулярной массы растворенных в этой нефти парафинов. Когда температура нефти становится ниже ТНКП, первыми начинают кристаллизоваться парафины с более высокой молекулярной массой, т.е. церезины.
На кинетику образования кристалов АСПО могут влиять ряд факторов: – снижение давления в области забоя и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;
– 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 (нефть-вода).
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.
Отложение парафинов на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) добывающих скважин вызывает уменьшение внутреннего диаметра НКТ и, как следствие, снижение количества жидкости, добываемого скважиной вплоть до полной ее остановки в результате образования в НКТ глухой парафиновой пробки. Отложение парафинов может происходить не только в добывающих скважинах, но и в любом месте нефтепромысловых систем, где температура нефти ниже ТНКП: в трубопроводах систем сбора нефти (ССН), транспортирующих обводненную нефть от кустов скважин к пунктам сбора, в межпромысловых трубопроводах, транспортирующих обводненную или частично подготовленную нефть от одних пунктов сбора до других, в трубопроводах, транспортирующих подготовленную нефть до товарных парков, в аппаратах установок подготовки нефти, в резервуарах промысловых сборных пунктов и товарных парков. Отложение парафинов в трубопроводах приводит к снижению их производительности (пропускной способности) и возрастанию давления в голове трубопровода. Отложения парафинов в резервуарах (как правило, на дне) за 3–5 лет могут достигать 1,5–2,0 м в высоту (Западная Сибирь), существенно уменьшая полезный объем резервуаров.
Методы предотвращения образования АСПО.
Методы предотвращения образования АСПО в скважинах делятся на две группы – применение специальных НКТ и использование ингибиторов парафиноотложений.
Специальные НКТ – это НКТ с различными покрытиями внутренней поверхности, снижающими шероховатость и уменьшающими прилипание (адгезию) АСПО. Чем более гладкой является внутренняя поверхность НКТ, тем хуже будут сцеплены с ней АСПО и тем больше вероятность, что АСПО будут сорваны потоком. Для уменьшения адгезии АСПО внутреннюю поверхность НКТ покрывают эмалями, эпоксидными покрытиями, стеклом, различными лакокрасочными материалами. Применение труб с указанным покрытием значительно (в 4–6 раз) увеличит межочистной период и повысит межремонтный период работы скважин. К специальным НКТ относятся и термоизолированные НКТ. В результате применения ТЛТ температура на устье скважины увеличиться на 13-15 °С а межочистной период увеличиться в 3-4 раза.
Ингибиторы парафиноотложений при правильном их выборе и применении являются действенным средством предотвращения образования АСПО в скважинах. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела фаз: нефть-поверхность металла трубы, нефть-дисперсная фаза.
В настоящее время ингибиторы АСПО условно разделяют на группы по
предполагаемому механизму действия
Смачиватели- ингибиторы, которые адсорбируются на поверхности и образуют гидрофильную пленку, препятствующую адгезии гидрофобных кристаллов парафина к внутренней поверхности труб, они состоят из полиакриамида, кислых органических фосфатов, силикатов щелочных металлов и водных растворов синтетических полимерных ПАВ.
Диспергаторы – ингибиторы, которые воздействуют на процесс кристаллизации твердых компонентов нефти на макромолекулярном уровне с образованием адсорбционного слоя из молекул реагента на мелких зародышевых кристаллах углеводородов, препятствуя их слипанию. Они состоят из солей металлов, солей высших СЖК, силикатно-сульфенольных растворов и сульфатированног щелочного лигнина.
Депресоры – ингибиторы, которые адсорбируются на кристаллах парафина, что затрудняет способность последних к агрегации и накоплению. молекулы депрессора углеводородной среде сцепляются своими полярными концами, образуя мицеллы. Они состоят из сополимеров этилена с винилацетатом (ВЭС),
полиметакрилатов, парафлоула и алкилфенолов.
Реагенты комплексного действия – ингибиторы, которые проявляют комплексное действие. Они состоят из реагентов марки СНПХ и композиции присадок.
Подачу ингибиторов в добывающие скважины (обработки скважин ингибиторами) осуществляют следующими способами.
1. Периодическое нагнетание раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта (ПЗП). В дальнейшем при работе скважины ингибитор постепенно «вымывается» из ПЗП добываемой жидкостью и вместе с ней поступает в подземное оборудование скважины, предотвращая образование АСПО. ПЗП используют как естественный дозатор.
2. Периодическая подача раствора ингибитора в кольцевое пространство между обсадной колонной и НКТ (затрубное пространство скважины или затруб). Раствор ингибитора, более тяжелый, чем находящаяся в затрубном пространстве газированная жидкость, опускается до приема насоса или НКТ, частично разбавляясь жидкостью затрубного пространства и, смешиваясь с добываемой жидкостью, поступает в насос и НКТ. Дозатором является затрубное пространство скважины.
3. Постоянная подача ингибитора на прием насоса с помощью ДУ и специальных трубок, которые при подземном ремонте устанавливают с внешней стороны НКТ от устья скважины до приема насоса, выводят из скважины через фонтанную арматуру и подключают к насосу ДУ.
Технология обработки скважины методом нагнетания раствора ингибитора в ПЗП включает следующие основные операции:
выбор ингибитора и определение его концентрации, обеспечивающей в данной системе необходимый защитный эффект;
расчет массы ингибитора для нагнетания в ПЗП, расчет объема нефти для приготовления 10–15 %-ного раствора ингибитора и расчет объема нефти, нагнетаемой в ПЗП после раствора ингибитора;
спуск технологических НКТ на 2–3 м выше кровли интервала перфорации; – определение приемистости пласта: если она менее 100 м3 /сут, то нагнетание раствора ингибитора в ПЗП проводить не следует;
приготовление 10–15 %-ного раствора ингибитора в бойлере или мерной емкости агрегата ЦА-320;
нагнетание раствора ингибитора в ПЗП (при закрытом затрубе) агрегатом ЦА-320;
продавка раствора ингибитора в пласт нефтью (при закрытом затрубе) агрегатом ЦА-320;
реагирование (скважину закрывают на 2–4 ч для того, чтобы ингибитор частично адсорбировался на породе пласта);
подъем технологических НКТ и спуск подземного оборудования;
запуск скважины и вывод ее на рабочий режим.
Технология периодической подачи раствора ингибитора в затрубное пространство скважин состоит из следующих основных операций:
выбор ингибитора и определение его концентрации, обеспечивающей в данной системе необходимый защитный эффект;
расчет массы ингибитора для подачи в затрубное пространство скважины и расчет объема нефти для приготовления 10–15 %-ного раствора ингибитора парафиноотложений;
приготовление раствора ингибитора в бойлере или мерной емкости агрегата ЦА-320;
подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважин агрегатом ЦА-320 без остановки УЭЦН.
Эффективность ИПО при периодическом нагнетании раствора ингибитора в ПЗП или при периодической подаче раствора ингибитора в затруб определяют периодически спуская в НКТ шаблон или анализируя параметры работы скважин.
Для удаления АСПО используют следующие (основные) методы:
механический – очистка скребками различных конструкций с ручными или механизированными лебедками;
тепловые (термические) – промывка горячей нефтью, промывка горячей водой с добавлением поверхностно-активных веществ (ПАВ), прогрев НКТ паром, использование стационарно установленных (проточных) или погружных электронагревателей;
химические – использование углеводородных растворителей (нафтеновые растворители: нефрасы, ароматические углеводороды, нефтяные дистилляты, газовый бензин и др.) и моющих составов на водной основе с добавлением ПАВ;
физические – использование ультразвука (стационарно установленные или погружные излучатели) или высокочастотного электромагнитного поля.
Список использованой литературы :
Нефтепромысловая химия. Практическое руководство. Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховерхов С.В.
РАЗРАБОТКА ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ. Рогачев М.К., Хайбуллина К.Ш
ПРИМЕНЕНИЕ МОДЕЛИ ЭФФЕКТИВНОЙ СРЕДЫ ТЕПЛОПРОВОДНОСТИ ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ ВЫПАДЕНИЯ АСПО В МОРСКИХ НЕФТЕПРОВОДАХ И.И. Хасанов, Р.А. Шакиров, Т.Д. Гильмутдинов