Отправить заявку

Нефтедобыча

НОВЫЕ разработки для нефтедобычи

Разработаны вихревые ультразвуковые генераторы, которые применяются для разрушения тяжелых углеводородов за счет акустическогорезонансного воздействия на нефть. Такое воздействие может использоваться в качестве эффективного метода борьбы с отложениями парафинов внасосно-компрессионных трубах установленных в скважинах для добычи нефти.

Комбинированные способы акустического возбуждения продукта (с одновременным использованием гидродинамической и газоструйнойсоставляющей) применимы лишь в наземных технологиях. Для подземного нефтепромыслового оборудования возможно применение устройства только с гидродинамическим генератором ультразвука, т.к. подвод газа или пара к генератору ультразвука расположенного у основания скважины проблематичен.

Исходя из сказанного выше, мы называем такой вид вихревых ультразвуковых генераторов –гидродинамическими ультразвуковыми депарафинизаторами (ГУД).

Схема откачки нефти из скважины с использованием данного устройства представлена ниже на рисунке1.

В течение длительного периода работы скважины при использовании ГУД отложений парафиновне наблюдалось. Без этого устройства эксплуатация была вынуждена подвергать скважину механической прочистке фрезой с периодом 3-5 дней.

Кроме этого, фракционный состав нефти изменился в сторону увеличения выхода светлых фракций. Тяжелые фракции асфальтены, селикагелевые смолы выделились в виде отдельных образований – твердых (точнее аморфных) сгустков, отделяемых с помощью фильтра грубой очистки.

Требования кконструкции данного устройство определяются тем, что подземное нефтепромысловоеоборудование, в отличие от наземного, имеет существенное ограничения, связанныес большим давлением, необходимостью относительномалого размера устанавливаемого в скважину оборудования (применяемое устройстводолжно быть близко по диаметру к используемой в скважине насосно-компрессионнойтрубе).

Временное,или безвозвратное разрушение длинных молекулярных цепочек углеводородов нефтинепосредственно в скважине с помощью ГУД решает проблему уменьшения или полного устранения парафиновых отложений. Приэтом эффективно используется большое статическое давление в скважине, котороеможет достигать сотен атмосфер (в зависимости от ееглубины). Кавитационный процесс и акустическая обработка продукта при таких давлениях в нашем аппарате,приводят к улучшению качества нефти и удешевлению ее дальнейшей транспортировки и переработки.

Расположение ГУД после его установки в скважину видно из рисунка. На этой схеме данное устройство (позиция 2) расположено в скважине непосредственно над насосом 1 подающим нефть к поверхности. Далее, обработанная нефть по насосно-компрессионнойтрубе 3 поступает на поверхность 4 и отводится наземным путем 5 в накопительныеемкости. При таком расположении ГУД используется потенциальная энергия столбажидкости (нефти), расположенного в скважине над данным аппаратом, ведь чем больше давление, тем больше энергии выделяется при кавитации в ГУД.

Рис. 1. – Схема установки ультразвукового депарафинизатора в стволе скважины.

Успешное решение задачи обработки нефти с помощью данного устройства с изменением физико-химических свойств парафинов решает проблему их отложений в скважине на стенках насосно-компрессионных труб, а также способствует увеличению выхода светлых фракций нефти.

Перечислим исходные данные необходимые для расчета ГУД.

1) Плотность нефти.

2) Давление на выходе из насоса установленного в скважине и его производительность.

4) Наружный диаметр установленной в скважине насосно-компрессионной трубы (НКТ) и толщина ее стенки. В нефтепромысловой промышленности применяется стандартный ряд НКТ с условным наружным диаметром: 60; 73; 89; 114 мм. Толщина стенки: 5,0; 5,5; 6,5; 7,0 мм.

5) Вязкость нефти. Нас интересует кинематическая вязкость. Единицы измерения этой величины: Ст (стокс), м²/с.

Для нефти вязкость обычно указывается в сСт (в сантистоксах), см2или мм2.

При внедрении данного аппарата, взяв на поверхности отбор пробы нефти, мы обратили внимание, что она изменила, свои свойства в лучшую сторону, а именно фракционный состав нефти сместился в сторону увеличения выхода светлых фракций, см. рис. 2.

Рис. 2.

Для пробы нами были получены так называемые кривые разгонки (рисунок 3). По оси абсцисс на этом графике располагались значения выхода легких фракций в процентах. Под выходом легких фракций понимается масса испаренной нефти в процентах от массы образца, при его нагреве до соответствующей температуры. На оси ординат располагались значения этих температур. Измерения проводились для нефти не прошедшей обработку (кривая 1), для нефти прошедшей обработку в обычном кавитаторе расположенном на поверхности (кривая 2) и для нефти прошедшей обработку в ГУД установленном на НКТ, на глубине 3000 м (кривая 2).

Как видно из этих кривых для получения одного и того же процента выхода легких фракций для нефти обработанной в ГУД, установленного у основания скважины, требуется существенная меньшая температура, чем для других вариантов, т.е. для переработки такой нефти потребуется существенно меньшие энергозатраты, соответственно ее переработка будет заметно дешевле.

 
 
 

О компании Для инвесторов Нефтедобыча Нефтепереработка Газификация и пиролиз Спиртовая промышленность Водоподготовка и очистка сточных вод Продукция Услуги Выполненные проекты Статьи