способ удаления отложений из нефтесборного трубопровода

Формула изобретения

1. Способ удаления отложений с нефтесборного трубопровода, заключающийся в заполнении трубопровода растворителем отложений, выдержке времени на растворение отложений и пуске трубопровода в эксплуатацию, отличающийся тем, что окончание заполнения растворителем участка нефтесборного трубопровода с отложениями определяют по периодически отбираемым пробам с пробоотборника в конце участка трубопровода, время, необходимое на растворение отложений, делят на интервалы, в каждом интервале времени растворитель возвращают из трубопровода в исходную емкость благодаря упругой энергии газожидкостной смеси в трубопроводе для оценки остаточной растворяющей способности растворителя и вновь закачивают в трубопровод, при необходимости для обратного движения растворителя в исходную емкость используют работу добывающих скважин, присоединенных к нефтесборному трубопроводу после обрабатываемого участка.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после максимального насыщения растворителя элементами отложений в трубопровод закачивают свежую порцию растворителя с последующим повторением операций по п.1.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления отложений из нефтесборного трубопровода.

Скважинная продукция, состоящая из нефти, газа и воды, собирается в единый нефтепровод для последующей обработки в установках и нефтепарках. Изменение термобарических условий транспортировки газожидкостной смеси (ГЖС) в трубопроводе ведет к выпадению из нефти асфальтосмолистых веществ и парафинов, из воды - всевозможных солей. Для удаления таких отложений используют механическое, термическое и физико-химическое воздействия.

В статье [1] приведен опыт разрушения и промывки парафиновой пробки в трубопроводе с помощью напора горячей воды через насадку гибкого шланга. Способ эффективен для промывки парафиновых отложений небольшой длины - до 40 м. При удлинении гибкого шланга возрастает сила трения между шлангом, поверхностью трубопровода и кусочками разрушенного парафина так, что она превышает реактивную силу насадки шланга.

В настоящее время для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО) широко применяют органические растворители - производные легких фракций нефти [2]. Для других отложений используют горячую воду, кислоты, щелочи. Осложненный участок нефтепровода заполняют соответствующим растворителем с помощью передвижной насосной установки типа ЦА-320, выдерживают растворитель в покое от нескольких часов до суток. Нефтепровод пускают в эксплуатацию (использование органического растворителя) либо вытесняют продукты реакции в отдельную емкость закачкой нейтральной жидкости (воды). Повсеместно применяемая технология имеет два недостатка. Во-первых, толщина и объем отложений в нефтепроводе известны приближенно, поэтому закачанный объем растворителя в трубопроводе может оказаться недостаточным или наоборот излишним. Известно, что растворитель имеет ограниченную растворяющую способность, к примеру, отечественные растворители АСПО типа СНПХ и Сонпар способны растворять до 150-200 кг асфальтосмолопарафиновых отложений в 1 м³ реагента.

Во-вторых, в процессе статического диффузионного растворения отложений вблизи них образуется слой растворителя, насыщенный растворенными элементами отложений. Этот слой не имеет способности к дальнейшему растворению отложений. К тому же эта часть растворителя препятствует массообменным процессам, а именно - поступлению в зону отложений свежего растворителя из осевой зоны трубопровода.

Целью изобретения является создание технологии обработки нефтесборного трубопровода, при которой растворяющая способность реагента будет максимально использована за счет ускорения во времени массообменных процессов.

Поставленная цель достигается тем, что в общепринятом способе удаления отложений с нефтесборного трубопровода, состоящем из заполнения трубопровода растворителем отложений, ожидания определенного времени на растворение отложений и пуске трубопровода в эксплуатацию, окончание заполнения растворителем участка нефтесборного трубопровода с отложениями определяют по периодически отбираемым пробам с пробоотборника в конце участка трубопровода, время, необходимое на растворение отложений, делят на несколько интервалов, в каждом интервале времени основную долю растворителя возвращают из трубопровода в исходную емкость благодаря упругой энергии газожидкостной смеси в трубопроводе для оценки остаточной растворяющей способности растворителя и вновь закачивают в трубопровод, при необходимости для обратного движения растворителя в исходную емкость используют работу добывающих скважин, присоединенных к нефтесборному трубопроводу после обрабатываемого участка. После достижения максимальной насыщенности растворителя элементами отложений в трубопровод закачивают свежую порцию растворителя с последующим повторением вышеприведенных операций.

Остаточная растворяющая способность растворителя определяется путем отбора пробы растворителя из исходной емкости и оценки одного из значимых параметров, прямо или косвенно характеризующих основное свойство реагента. В частности, для растворителя АСПО одним из таких параметров является плотность растворителя. Известно, что при смешении растворителя с отложениями из асфальтенов, смол и парафинов его плотность растет до максимально возможного значения. В таком состоянии реагент уже не имеет растворяющей способности. Поэтому предварительно в лабораторных условиях моделируются условия нахождения растворителя в трубопроводе с отложениями: температура и динамика их смешения. Строится зависимость плотности растворителя от процентного содержания АСПО в растворителе в растворенном или коллоидном состоянии.

Предлагаемая технология выполняет поставленную цель благодаря наложению 2-х эффектов. Во-первых, имеется возможность периодического отбора представительных проб растворителя из трубопровода для оценки остаточного потенциала растворителя. Представительность проб достигается тем, что растворитель в исходной емкости основательно смешивается своим же входящим потоком.

Во-вторых, при обратном движении растворителя по трубопроводу в исходную емкость происходит не только перемешивание растворителя, но и дополнительное динамическое воздействие на оставшиеся в трубопроводе отложения. При повторной закачке растворителя в трубопровод с еще имеющейся растворяющей способностью он будет иметь свободный доступ к отложениям. Таким образом, недостаток традиционной технологии в виде образования вблизи отложений барьерного насыщенного слоя растворителя будет уже отсутствовать по заявленному способу.

Рассмотрим реализацию изобретения на примере очистки нефтесборного трубопровода одного из месторождений Волго-Уральской провинции, в нефти которого имеется повышенное содержание асфальтенов, смол и парафинов. Участок нефтепровода длиной L=800 м с начальным внутренним диаметром D₀=100 мм периодически между обработками заполняется отложениями, рабочее сечение трубопровода сужается, а давление в начале трубопровода повышается с обычных 16 атм до 28 атм. Схематически обрабатываемый трубопровод представлен на фиг.1, где 1 - отложения на внутренней поверхности трубопровода, 2 - пробоотборник для контролирования процесса заполнения трубопровода растворителем, 3 - насос, 4 - емкость с растворителем.

Согласно изобретению удаление отложений провели по следующей последовательности.

1. Во время установки на начало и конец участка трубопровода патрубков от насоса 3 и пробоотборника 2 определили примерные величины сечений, свободных от АСПО: D ₁=70 mm; D₂=90 мм.

Примем за D_ср=(D₁+D₂)/2=80 мм.

2. В это же время с начала и конца участка трубопровода отбирают пробы АСПО, смешивают их в равных частях и этот состав в различных пропорциях смешивают в растворителе. На фиг.2 приведена калибровочная кривая - зависимость плотности растворителя с АСПО от массы отложений, растворенных в 100 мл растворителя. По этой зависимости определяется искомая плотность при состоявшейся максимальной растворяющей способности реагента. Эта плотность равна 844 кг/м³ .

3. Определили расчетный объем участка трубопровода, свободный от отложений: V_р=L· D_cp ²/4=4,02 м³.

4. Определим примерное содержание АСПО на участке трубопровода:

V_отл=L· D₀ ²/4-V₁=6,28-4,02=2,26 м³ .

5. Из емкости 4 растворитель объемом V₁ насосом 3 закачали в трубопровод до появления растворителя в пробоотборнике 2: V₁=4,1 м³. Очевидно, что расчетный объем V_р практически совпал с фактическим объемом V₁.

6. Растворитель выдержали в трубопроводе вместо обычных 4 часов всего 40 минут, после чего задвижку перед насосом 3 открыли. В пустую емкость 4 обратным потоком поступило 3,0 м³ растворителя с плотностью 836 кг/м³, который насосом 3 тут же был закачан обратно в нефтепровод.

7. Через следующие 40 минут в емкость 4 набрали обратным потоком 2,6 м³ растворителя с плотностью 843,4 кг/м³. Эта плотность согласно зависимости на фиг.2 уже соответствует максимальной насыщенности растворителя элементами отложений - растворитель содержит в себе не менее 17% АСПО. Количество удаленных АСПО равно V₁ ^отл=0,17·V₂=0,17·4,1=0,70 м³.

8. Для доотмыва АСПО из участка нефтепровода во 2-м цикле закачали насосом 3 уже чуть больший объем свежего растворителя, а именно:

V₂ =V₁+V₁ ^отл=4,1+0,7=4,8 м³.

Аналогично п.6 и 7 данного описания второй порцией растворителя также «стираем» трубопровод методом «туда-сюда» и удаляем еще отложений в объеме V₂ ^отл=0,2·4,8=0,96 м³.

9. Всего за 2 цикла из трубопровода удалили отложений в объеме:

V₁ ^отл+V₂ ^отл=0,7+0,96=1,66 м³, это примерно соответствует 76% начальных АСПО в нефтепроводе.

Таким образом, по заявленному способу в проблемный участок нефтесборного трубопровода за 2 цикла закачали и выдержали в динамическом режиме 8,9 м³ растворителя (4,1+4,8), максимально использовали его растворяющую способность и удалили 1,66 м³ АСПО. Давление в трубопроводе понизили до 14 атм против 16 обычных.

При закачке этих же 8,9 м³ растворителя по традиционной технологии результаты были бы более скромными, а именно из трубопровода по расчетам удалили бы не более 1 м ³ отложений.

В предложенном изобретении предложено «стирать» отложения в трубопроводе путем периодического приведения растворителя в движение с помощью насосной установки - в одну сторону и за счет энергии содержимого трубопровода, а при необходимости энергии добывающих скважин - в обратную сторону. Одновременно с этим в изобретении предусмотрен периодический контроль за растворяющей способностью реагента, причем эти оценки являются объективными, так как оценивается не дискретный объем растворителя из трубопровода (обычная проба), а его большая часть в емкости.

Технико-экономическая эффективность предложенного способа удаления отложений заключается в повышении эффективности применения химических реагентов и увеличении сроков эксплуатации нефтесборных трубопроводов.

Источники информации

1. Хохлов Н.Г., Вагапов P.P., Шагитов З.М., Мустафин А.С. Удаление асфальтосмолистых веществ и парафина из нефтепроводов НГДУ «Южарланнефть». // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 1. - С.110-111.

2. Рагулин В.В., Смолянец Е.Ф., Михайлов А.Г. и др. Исследование свойств асфальтосмолопарафиновых отложений и разработка мероприятий по их удалению из нефтепромысловых коллекторов. // Нефтепромысловое дело. - 2001. - № 5. - С.33-36.