Способ очистки нефтепровода от отложений асфальтенов, смол, парафина, солей и водонефтяной эмульсии при помощи торпеды-реагента
METHOD FOR CLEANING AN OIL PIPELINE FROM DEPOSITS OF ASPHALTENES, RESINS, PARAFFIN, SALTS AND WATER-OIL EMULSIONS USING A REAGENT TORPEDO

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу очистки и предотвращения отложений асфальтенов, смол, парафина, осаждения неорганических солей и водонефтяной эмульсии при добыче и транспортировке нефти и газа по трубопроводам переменного диаметра, при прохождении стыковочных швов и при изменении угла поворота трубопровода (фитинги, отводы).
В нефтепромысловые трубопроводы поступает продукция с высоким содержанием сульфата бария, асфальтосмолопарафинистых (АСПО) соединений, твердых взвешенных частиц, из-за чего происходит накопление отложений и их окаменение в трубопроводе от скважины до сборного пункта. При значительном отложении на стенках труб происходит повышение давления прокачки жидкости, а иногда прокачка становится невозможной.
При транспортировании нефти вследствие выпадения АСПО, образования внутренних газовоздушных скоплений и воды существенно уменьшается пропускная способность трубопроводов, в результате чего увеличиваются их гидравлическое сопротивление и вероятность возникновения аварийных ситуаций.
На практике основным способом защиты нефтепровода от отложений асфальтенов, смол, парафина, водонефтяной эмульсии и солей является подача реагента через различные дозаторы, промывка нефтепровода с использованием растворителей.
Основным недостатком применения дозатора является необходимость обслуживания, контроля работоспособности и дозаправки реагента. Для дозаправки и проведения промывки скважины необходимо привлечение специализированной техники, завоз и хранение реагента, сложности в период весенне-осенней распутицы и зимний период.
Известен способ предотвращения осаждения неорганических солей в скважинах и на скважинном оборудовании, системе сбора и транспорта нефти, включающий приготовление реагента смешением при пермешивании компонентов, содержащих нитрилотриметилфосфоновую кислоту, водорастворимый полимер, аминный компонент, ингибитор коррозии, гидроксилсодержащее соединение и воду, закачку в трубопровод (патент RU № 2447197, опубл. 2012).
Недостатком способа является низкая эффективность к отложению солей, асфальтенов, смол, парафина и водонефтяной эмульсии очистки, высокая стоимость.
Известен способ очистки трубопровода с использованием устройства для осуществления очистки (а.с. SU № 995910, 1983).
Недостатком способа является жесткая конструкция в результате чего происходит остановка устройства в трубопроводе, кроме того при значительных отложениях данное устройство не применимо, т.к. не может выдавить плотные скопления.
Известен способ очистки трубопровода, включающий перемещение по трубопроводу трубоочистительного механизма с лепестковыми манжетами и средством для закручивания вокруг своей оси в виде импеллера (а.с. SU № 1639800, опубл. 07.04.1991). Лепестки наружного ряда имеют острый угол в сечении, обращенный в сторону вращения устройства. Устройство перемещается внутри трубопровода потоком рабочего агента и при этом поворачивается вокруг своей оси. Отложения удаляют со стенки трубы давлением упругих лепестков манжет.
Используемые для очистки технологии с применением механических устройств в большинстве случаев малоэффективны, особенно применительно к трубопроводам переменного диаметра, также данное устройство может привести к аварийным ситуациям при прохождении стыковочных швов и при изменении угла трубопровода (фитинги, отводы).
Известен способ очистки трубопровода и разделения сред, включающий приготовление состава для разделительного поршня, в котором в качестве структуроформирующих компонентов используют каучук или его 10-30%-ный раствор, растворитель (нефть, дизельное топливо, керосин), наполнитель (битум) и сшиватель (монохлористая сера) и подачу в трубопровод (патент RU № 2112179, опубл. 27.05.1998).
Недостатком данного способа является сложность технологического и аппаратурного исполнения, токсичность состава за счет использования монохлористой серы. Применение хлорорганических соединений на сегодняшний день в нефтяной промышленности ограничено.
Известен способ очистки трубопровода, включающий приготовление и подачу в трубопровод состава разделительного поршня для очистки трубопровода и разделения сред, содержащий полиакриламид, нефтепродукт, соль минеральной кислоты, сшивающий агент, порошкообразное производное формальдегида и пресную воду (патент RU № 2271879, опубл. 20.03.2006).
Недостатком является невысокий уровень упругих характеристик гелевой композиции и недостаточная герметизация полости трубы гелевым поршнем в трубопроводах диаметром 300 мм и более с подкладными кольцами.
Известен способ очистки трубопровода, включающий приготовление и подачу в трубопровод состава гелевой композиции, содержащей водорастворимый полимер, углеводородную жидкость, органический и неорганический сшивающие агенты и воду, причем в качестве полимерной основы используют высокомолекулярные продукты разных классов, в роли органического сшивающего агента - полиметилольные производные мочевины при следующем содержании компонентов, масс. %: водорастворимый полимер - 8,0÷10,0; углеводородная жидкость - 6,0÷8,0; полиметилольные производные мочевины - 0,5÷3,0; неорганический сшивающий агент - 0,001÷0,003, вода - остальное (патент RU № 2619682, опубл. 17.05.2017).
Недостатком является повышенный разброс степени очистки поверхности труб в зависимости от варьируемого состава очищающего поршня, применение дорогостоящих полимеров, сложность приготовления и хранения реагента.
Известен способ предотвращения отложений и очистки трубопровода, включающий приготовление и подачу в трубопровод реагента в твердой форме (патент RU № 2256727, опубл. 20.07.2005). В качестве раегента используют ингибитор коррозии и солеотложения в таблетированной твердой форме. Готовят реагент в следующей последовательности. Смешивают фосфатный ингибитор, фосфонатный ингибитор, безводную гигроскопическую соль щелочных или щелочноземельных металлов неорганических кислот (сульфаты и карбонаты натрия, калия, кальция, ортофосфаты щелочных металлов) в предложенном соотношении, полученную массу формуют в таблетмашине в виде таблеток размером 5-20 х 5-20 мм, упаковывают в мешки и отправляют потребителю. Загружают в систему оборотного водоснабжения.
Недостатками известного способа являются неравномерное распределение реагента по нефтепроводу, данный реагент предназначен для защиты от отложений солей, но не исключает образование асфальтенов, смол, образование водонефтяной эмульсии, что значительно сокращает спектр применения. При этом в зоне растворения реагентов образуется высокая концентрация фосфатов, что может привести к выпадению фосфатного шлама в минерализованной водной среде. Таблетированный реагент растворяясь в жидкости обеспечивает локальное исключение отложений (только солей, либо коррозионное воздействие), имеет низкую эффективность отмыва уже имеющихся отложений, также недостаток данного способа в неконтролируемом перемещении и возможном оседании в стыковочных и переходных соединениях.
Наиболее близким по технической сущности является способ очистки трубопровода, включающий приготовление и подачу в магистральный трубопровод состава многофункционального гелевого поршня (патент RU № 2720773, опубл. 13.05.2020). Гелевый поршень включает водорастворимый или частично-сшитый полиакриламид, продукт хемосорбции формальдегида водным раствором карбамида (карбамидоформальдегидный концентрат марки КФК-85), углеводородную жидкость, неорганический сшивающий агент и воду и дополнительно второй амид, в качестве которого используют карбамид, меламин или их смесь при следующем содержании компонентов, масс. %: водорастворимый или частично сшитый полиакриламид - 7,0÷10,0; углеводородную жидкость - 4,0÷7,0; продукт хемосорбции формальдегида водным раствором карбамида - 4,0÷9,0; неорганический сшивающий агент 0,001÷0,003; карбамид - 3,5÷8,0; меламин (при содержании карбамида менее 4 масс.) - 1,0÷4,0; вода – остальное.
Недостатками способа удаления смолопарафиновых и асфальтеновых отложений на стенках труб при использовании приготовленных гелевых поршней являются низкая эффективность предотвращения образования отложения и очистки нефтепровода от отложений солей, асфальтенов, смол, парафина и водонефтяной эмульсии за счет узкой области применения, недостаточно высоких значений показателей упругих свойств, что не гарантирует равномерность и герметичность прилегания очищающего реагента к внутренней поверхности стального трубопровода, сложность и затратность в изготовлении гелевых поршней и их хранении.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности предотвращения образования отложения и очистки нефтепровода от отложений солей, асфальтенов, смол, парафина и водонефтяной эмульсии за счет приготовления торпеды-реагента, повышения длительности действия торпеды-реагента за счет разрушения отложений внутри нефтепровода после прохождения торпеды-реагента, повышения качества очистки нефтепровода повышением упруго-вязкого состояния реагента, обеспечивающего равномерное распределние реагента по длине нефтепровода, расширения функциональных возможностей способа как для предотвращения образования отложения, так и очистки нефтепровода от отложений солей, асфальтенов, смол, парафина и водонефтяной эмульсии, упрощение процесса приготовления и хранения торпеды-реагента, упрощение выполнения способа, снижение стоимости и расширения технологических способов очистки и предотвращения образования асфальтенов, смол, парафина, водонефтяной эмульсии.
Технические задачи решаются способом очистки нефтепровода от отложений асфальтенов, смол, парафина, солей и водонефтяной эмульсии при помощи торпеды-реагента, включающим приготовление реагента, загрузку реагента в нефтепровод.
Новым является то, что при приготовлении реагента нагревают препарат моющий МЛ-81б до температуры 85-90°, при перемешивании засыпают измельченное щелочное мыло и перемешивают до полного растворения с образованием однообразной консистенции, затем снижают температуру до 40° и при перемешивании добавляют нитрилотриметилфосфоновую кислоту, затем снижают температуру до 25-30° и поддерживая температуру при перемешивании добавляют натриевую соду, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
препарат моющий МЛ-81б
20
щелочное мыло
50
нитрилотриметилфосфоновая кислота
25
натриевая сода
5,0,
после перемешивания получают однородный реагент, раствор заливают в цилиндрическую форму диаметром, соответсвующим внутреннему диаметру очищаемого нефтепровода, и оставляют на застывание, после застывания реагента полученные торпеды-реагенты загружают в нефтепровод.
Также новым является то, что во время приготовления реагента каждый из компонентов добавляют только после полного растворения и/или смешения предыдущего.
Готовят торпеду-реагент следующим образом. Для приготовления используют нагревательную панель, на которую устанавливают емкость с смешивающим устройством. Предварительно нагревают моющий препарат МЛ-81б (20% мас.) до температуры 85-90°, затем при перемешивании засыпают измельченное в крошку, например размером 1,5 х 1,5 мм щелочное мыло (50% мас.) и перемешивают до полного растворения с образованием однообразной консистенции. Затем при продолжении перемешивания снижают температуру до 40° и засыпают с перемешиванием нитрилотриметилфосфоновую кислоту (25% мас.). После смешения температуру снижают до 25-30°, засыпают при перемешивании натриевую соду (5% мас.) и перемешивают до полного растворения и получения однородного реагента без взвешенных и оседающих частиц. Полученный реагент разливают в цилиндрические формы, диаметром, соответсвующим внутреннему диаметру очищаемого нефтепровода, длина каждой торпеды-реагента равна 20-25 см. Оставляют на застывание на 36-48 часов. Во время приготовления реагента каждый из компонентов добавляют только после полного растворения и/или смешения предыдущего.
Для выполнения способа используют следующие реагенты, выпускаемые промышленностью. Изготовитель определяется на основании тендерных процедур.
В качестве моющего препарата используют МЛ-81б, выпускаемый, например ЗАО НПФ «БУРСИНТЕЗ», ТУ 2481-007-48482528-99. Моющий препарат МЛ-81б представляет собой водные растворы смеси анионных, неионогенных поверхностно-активных веществ и этиленгликоля.
В качестве щелочного мыла используют твердое хозяйственное мыло – продукт, состоящий из натриевых солей натуральных жирных кислот с (или без них) солями синтетических, смоляных, нафтеновых жирных кислот и других компонентов, ГОСТ 30266-2017.
Нитрилотриметилфосфоновую кислоту используют по ГОСТ 6318-77, ТУ 2439-347-05763441-01, или по ТУ 2458-007-50643754-2005, ТУ 2141-084-56238216-2010, ТУ 6-09-5283-86.
В качестве натриевой соды используют натрий двууглекислый по ГОСТ 2156-76.
После застывания реагента полученные торпеды-реагенты загружают в нефтепровод. Расчет количества загрузки производят с учетом образования 0,1% концентрации торпеды-реагента в зависимости от объема нефтепровода (объем считается суммарно на все очистное устройство). Для очистки последовательно устанавливают несколько торпед-реагентов на узлах приема-пуска средств очистки равномерно по длине нефтепровода и запускают скважину в работу.
Непременным технологическим элементом эксплуатации нефтепроводов являются узлы приема-пуска средств очистки и диагностики внутренней полости нефтепровода (камеры). На скважинах устанавливают только камеры пуска, на групповых замерных установках, дожимных насосных установках – как камеры пуска, так и камеры приема устройств, а также узлы пропуска устройств. Камера представляет из себя герметичную систему, которая отсекается от основной системы за счет перекрытия запорными устройствами для установки торпеды-реагента. Торпеда-реагент после отсечения участка и стравливания устанавливают в специальную камеру, за счет отворота специальной заглушки (которая находится между двумя задвижками. На момент установки задвижки закрыты). После установки торпеды-реагента камеру закрывают, после открытия задвижек за счет потока жидкости торпеда-реагент уходит в нефтепровод. Торпеды-реагенты движутся внутри трубопровода под действием перепада давлений, возникающих на их торцах в потоке транспортируемой жидкости, контактируя со стенками трубы и отложениями парафина, смол, асфальтенов, солей и водонефтяной эмульсии обеспечивают равномерное адгезионное распределение реагента, насыщая и разрушая существующие отложения за счет адсорбции молекул реагента на кристаллах парафина вследствие чего затрудняется их способность к агрегации и накоплению, а также образование на поверхности металла гидрофильной пленки, препятствующей адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. При этом также происходит растворение и насыщение жидкости химическим реагентом.
Предлагаемый способ очистки нефтепровода от отложений асфальтенов, смол, парафина, солей и водонефтяной эмульсии за счет приготовления торпеды-реагента, представляющей твердой устойчивой формы химический реагент, имеющий вязко-упругую консистенцию, включающий в состав компоненты для защиты от отложений солей широкого спектра и очистки нефтепровода от отложений асфальтенов, смол, парафина, солей и водонефтяной эмульсии, при сочетании количественного соотношения масс компонентов, приводит к синергетическому эффекту усиления очищающих, отмывающих, насыщающих, разрушающих и защитных свойств реагента. Расширяются функциональные возможности способа, обеспечивающего одновременную очистку трубопровода от отложений асфальтенов, смол, парафина, солей, разрушение водонефтяной эмульсии и при контакте с металлом образование гидрофильной пленки, позволяющей увеличить продолжительный межочистной эффект.
На скважине осуществляют способ в следующей последовательности.
Предварительно приготовленные торпеды-реагенты, диаметром, соответствующим диаметру нефтепровода, устанавливают в камеры, равномерно размещенные по длине нефтепровода и запускают скважину в работу. В среднем на 1 киллометр нефтепровода рассчитывают и применяют 3-4 торпеды-реагента.
Заявленное соотношение компонентов, приготовление и пуск торпеды-реагента, способствуют повышению эффективности очистки внутренней поверхности нефтепровода, уменьшению отложений асфальтенов, смол, парафина, солей и разрушению водонефтяной эмульсии, обеспечивают защитный эффект при сохранении высокой эффективности ингибирования солеотложений, увеличивают межремонтный срок эксплуатации нефтепровода на 5% за счет повышения длительности действия торпеды-реагента и повышения качества очистки нефтепровода повышением упруго-вязкого состояния реагента, обеспечивающего равномерное распределние реагента по длине нефтепровода, расширяют функциональные возможности способа как для предотвращения образования отложения, так и очистки нефтепровода от отложений солей, асфальтенов, смол, парафина и водонефтяной эмульсии, упрощают процесс приготовления и хранения торпеды-реагента, упрощают выполнения способа, снижают стоимость и расширяют технологические способы очистки и предотвращения образования асфальтенов, смол, парафина, солей и водонефтяной эмульсии.