реферат. Нефтегазовое оборудование. Реферат. Нефтегазовое оборудование. Реферат по дисциплине Нефтегазопромысловое оборудование на тему Технология очистки насоснокомпрессорных труб в скважине от парафина и смол механическими и автоматическими скребками

• Название: Реферат по дисциплине Нефтегазопромысловое оборудование на тему Технология очистки насоснокомпрессорных труб в скважине от парафина и смол механическими и автоматическими скребками
• Анкор: реферат. Нефтегазовое оборудование
• Дата: 22.12.2022
• Размер: 0.56 Mb.
• Имя файла: Реферат. Нефтегазовое оборудование.docx
• Тип: Реферат; #858444

Федеральное агентство по рыболовству

Федеральное государственное бюджетное образовательное

учреждение высшего образования

«Астраханский государственный технический университет»

Система менеджмента качества в области образования, воспитания, науки и инноваций сертифицирована DQS

по международному стандарту ISO 9001:2015

Институт Нефти и газа

Направление подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
РЕФЕРАТ

по дисциплине

Нефтегазопромысловое оборудование
на тему: Технология очистки насосно-компрессорных труб в скважине от парафина и смол механическими и автоматическими скребками

	Выполнил(а): студент(ка) группы ______________________ФИО «___»_______________2022 г. Проверил: должность, ученая степень ______________________ФИО «___»_______________2022 г.

Астрахань 2022


Содержание
Введение…………………………………………………………………………...3

1. Способы удаления парафино-смолистых веществ с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб…………………………………………………….5

2. Технология очистки насосно-компрессорных труб в скважине от парафина и смол……………………………………………………………………………..12

Заключение……………………………………………………………………….19

Список литературы………………………………………………………………20

Введение
Актуальность темы исследования Современное состояние разработки нефтяных месторождений России характеризуется увеличением глубины скважин, высокой обводненностью добываемой скважинной продукции, масштабным применением различных физико-химических методов для увеличения нефтеотдачи пластов. Реализация методов увеличения нефтеотдачи пластов требует использования насосного оборудования повышенной производительности с увеличенной глубиной подвески. Последнее обусловливает увеличение напряженно-деформированного состояния скважинного насосного оборудования и снижение эффективности его работы. Одним из неблагоприятных факторов, существенно осложняющих эксплуатацию нефтедобывающих скважин, является образование твердых отложений парафина, содержащихся в нефти, на внутренней поверхности насоснокомпрессорных труб (НКТ).

Их наличие в значительной степени увеличивает гидравлические потери при добыче скважинной продукции из-за уменьшения внутреннего проходного сечения НКТ. Отложение парафина на внутренней поверхности НКТ происходит вследствие снижения температуры добываемой скважинной продукции в процессе ее подъема на поверхность. Следствием этого являются снижение дебита скважин и наработки на отказ оборудования, повышение гидравлического давления в системе сбора нефти, увеличение количества подземных ремонтов скважин, негативно сказывающихся на себестоимости добываемой нефти. Для удаления отложений отложений парафина с внутренней поверхности внутрискважинного оборудования и трубных систем наиболее распространены механические методы.

К ним относятся, например, скребки различных модификаций: приводимые в движение лебёдками либо штанговращателями в добывающих скважинах. Для удаления отложений парафина в промысловых трубопроводах, системах сбора нефти используют полиуретановые поршни и 5 шары. Практика показывает их низкую эффективность вследствие отсутствия надежных методов выбора поршней и шаров нужного размера, их калибровки. Создание метода удаления парафиновых отложений механическим способом, использующего для его реализации гидравлическую энергию потока жидкости, позволит существенно повысить эффективность решения поставленной задачи.

Целью работы является изучение технологии очистки насосно-компрессорных труб в скважине от парафина и смол механическими и автоматическими скребками.

1. Способы удаления парафино-смолистых веществ с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб

Отложение парафинов и асфальтосмолистых веществ в насоснокомпрессорных трубах (НКТ) существенно ухудшает условия эксплуатации скважин [1]. Компонентный состав нефти имеет решающее значение при формировании асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) (Рисунок 1).



Рис. 1 – Примеры отложений АСПО
Согласно [3], образование АСПО на металлической поверхности оборудования зависит, как от массовой доли содержания в составе нефти смол и асфальтенов, так и массовой доли содержания в нефти различных ароматических углеводородов и углеводородов метаново-нафтеновой группы. Известно, что при движении нефти в проходном сечении труб возникает процесс образования кристаллов парафина. Интенсивность образования кристаллов парафина увеличивается в интервале температур 28-69 °С и ниже, который соответствует температуре кристаллообразовании. При падении температуры нефти до 15 °С 11 количество образовавшегося осадка в виде АСПО значительно увеличивается. При этом из нефти выделяется от 50 % до 70 % растворенного объема парафина, а максимальное значение предельного напряжения сдвига парафинового осадка составило 42,2 Па.

Многочисленные исследования ученых, позволяют вывести следующие положения, согласно которым процесс интенсификации откладывания АСПО:

– выведение из гидродинамического равновесия газожидкостной смеси в скважине является причиной изменения давления в забое скважины. Таким образом, именно уменьшение давления может привести к данным последствиям;

– снижение температурного режима в стволе скважины, либо продуктивном пласте. Именно процесс падения температуры приводит к подобным негативным последствиям;

– значение газового фактора (объемная доля газа в добываемой нефти);

– парциальный состав углеводородов в добываемой нефти;

– объемная доля воды в добываемой нефти;

– режим движения газоводожидкостной смеси, зависящий от значения скорости ее потока; Перечисленные выше причины в призабойной зоне пласта меняются непрерывно, как в промежутке «периферийная зона продуктивного пласта-центр скважины», так и в интервале «забой скважины-устье скважины».

Подобное положение объясняет процесс довольно непостоянного изменения скорости, а также характер формирования АСПО на стенках НКТ. Таким образом, ученые выявили прямую зависимость между гидродинамическими показателями и температурными показателями функционирования скважины, а также непосредственно скоростью формирования АСПО на стенках НКТ.

Механическая очистка скважин.

Для механической очистки подъемных труб от парафина применяют скребки, которые, перемещаясь вдоль колонны труб, срезают с них отложения. Движение скребков вниз происходит под действием силы тяжести самих скребков и специально применяемых грузов, а вверх скребки поднимаются на тросе при помощи лебедки. Применяются также скребки, поднимаемые без троса, - «летающие» скребки, которые спускаются под действием силы тяжести, а поднимаются под действием восходящей струи жидкости.

Скребки различных конструкций, спускаемые в скважину на проволоке, могут иметь постоянное сечение и переменное. Скребок срезает парафин заостренными кромками корпуса при движении вверх и вниз. Наружный диаметр таких скребков на 1,5 – 2 мм меньше диаметра подъемных труб. Конструкция скребка позволяет свободно проходить восходящему потоку жидкости. Такой скребок надо спускать в скважину не позднее того момента, когда на трубах отложится слой парафина толщиной 0,5-0,7 мм.

Недостатком скребка этой конструкции является необходимость делать частые спуско-подъемы скребка во избежание образования слоя парафина толщиной более 0,7 мм. Задержка по каким-либо причинам очередного спуска-подъема скребка приводит к тому, что на стенках труб успевает отложиться слой парафина большей толщины, и дальнейший спуск скребка будет затруднен или вовсе невозможен. Чтобы устранить этот недостаток, были разработаны различные конструкции скребков переменного сечения, отличающиеся от описанной конструкции тем, что при спуске сечение их уменьшается в результате движения ножей скребков. Такие скребки срезают парафин только при движении вверх.

Скребки переменного сечения можно спускать при большем запарафинивании труб, поэтому число спуско-подъемов их сокращается.

Спуск и подъем скребков на проволоке производят при помощи лебедки, при этом устье скважины оборудуется лубрикатором с сальником, позволяющим свободно проходить через него проволоке при герметизированном устье скважины. Глубину спуска скребка для каждой скважины подбирают индивидуально (в зависимости от глубины начала АСПО), как правило, она не превышает 1000 м и определяется количеством оборотов барабана лебедки. Для очистки НКТ в скважинах, эксплуатирующихся установками ШГН, применяются скребки, укрепляемые на насосных штангах. Обычно на одной штанге крепят от 5 до 11 скребков, длиной до 80 мм. При употреблении пластинчатых скребков колонну штанг на поверхности подвешивают на штанговращателе. Однако надежность таких систем для удаления АСПО очень низкая, так как кроме НК происходит запарафинивание штанг и последующее их заклинивание со сломами пластинчатых скребков.

Методы теплового воздействия для очистки труб от парафина получили широкое применение. Тепловое воздействие осуществляется в виде прокачки горячей жидкости (нефти), нагнетания в скважину пара.

а) при депарафинизации прокачкой нефти в скважину в качестве теплоносителя закачивают подогретую нефть. Имеется специальный агрегат АДПМ для нагрева и нагнетания нефти или других рабочих агентов. Прокачивать горячую нефть можно по кольцевой системе, т.е. в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, и по центральной системе, т.е. непосредственно в подъемные трубы.

Преимущество кольцевой системы состоит в том, что депарафинизацию можно производить без остановки работы скважины; для этого в затрубное пространство подается такое количество нефти, которое не нарушало бы фонтанирования скважины.

На выкидке затрубного пространства при этом способе надо ставить обратный клапан. Процесс депарафинизации контролируется измерением температуры на выкидке, которая при нормальном процессе должна доходить до 40-50 ⁰С, в скважину же закачивают нефть температурой у устья 80-110 ⁰С. При чем температура нагрева при обработке скважины, оборудованной УЭЦН меньше, чем при обработке УШГН, т.к. можно повредить кабель.

При центральной системе, т.е. при закачке горячей нефти в подъемные трубы, более эффективно используется тепло закачиваемой в скважину подогретой нефти, которое затрачивается непосредственно на расплавление отложившегося на трубах парафина. При этой системе достаточно, чтобы температура подогретой нефти на устье скважины была 50-70 ⁰С. Однако недостатком этого способа является необходимость остановки скважины при его применении.

б) депарафинизация подъемных труб нагнетанием пара также получила промышленное применение. В качестве генератора пара пользуются паровой передвижной установкой ППУ, состоящей из прямоточного котла, рабочим давлением 50 атм. (максимально 75), производительностью 1000 кг пара в час с необходимым вспомогательным оборудованием, установленным на машине .

Депарафинизация этим способом осуществляется следующим образом: получаемый от паровой установки пар подается в затрубное пространство скважины и выход через подъемные трубы, обогревая их. Расплавленный парафин выносится на поверхность фонтанной струей.

В настоящее время этот способ в основном применяют для депарафинизации выкидных линий, используя одну или несколько ППУ (в зависимости от длины линии). Для депарафинизации же фонтанных скважин его почти не применяют.

Химические методы депарафинизации

Химические методы депарафинизации, т.е. применение растворителей получили широкое применение распространение. Химпродукты можно применять практически на любом нефтепромысловом объекте или его участке, можно оперативно менять дозировку и технологию использования, подбирать марки хим. Реагентов применительно к конкретным условиям. Очень важным является то, что использование химических реагентов для борьбы с АСП во многих случаях совмещается с:

- процессом разрушения (предотвращения образования) устойчивых водонефтяных эмульсий;

- защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии4

- защитой от солеотложений ;

- процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока.

Химические реагенты в зависимости от места отложения АСПО можно вводить:

1) в призабойную зону пласта;

2) на прием насоса или на башмак фонтанных труб;

3) на устье скважины;

4) в замерные и технологические замерные установки;

5) в другие объекты учета и хранения нефти;

Вводить химические реагенты можно непрерывно, периодически при высокой обводненности продукции, либо при периодических чистках или тепловых обработках, либо в разовом порядке (при закачке в ПЗП).

По механизму воздействия АСПО химические реагенты подразделяются на следующие типы: растворители, ингибиторы диспергаторы и ингибиторы присадки.

Растворители изменяют поверхностные свойства АСПО и растворяют их. При этом происходит снижение сил сцепления частиц АСПО с поверхностей труб и оборудования, и отложения удаляются с потоком нефти.

Для удаления нефти АСПО предложено 50 составов, различающихся эффективность, технологией проведения, стоимостью и т.д. Для практического применения в отрасли рекомендованы следующие химические реагенты: СНПХ-7р-2, СНПХ-7р-1, газоконденсат, газовый бензин, нефтяной сольвент, толуол, углеводородный слой, абсорбент, газовый бензин + ПАВ.

Композиционные смеси вышеуказанных растворителей представляют собой смеси индивидуальных компонентов, смешение которых не сопровождается химическими реакциями, то есть химический состав не претерпевает изменений. Физико-химические константы и свойства смесей ближе к показателям того растворителя, содержание которого в композиции превалирует.

При подборе реагентов за основу берутся следующие показатели и факторы:

1) степень изученности и подготовленности реагента к применению (наличие сырьевой и производственной базы для получения реагента, полнота лабораторных исследований, результаты опытно-промышленных испытаний);

2) влияние состава на качество добываемой продукции (на процессы нефтепереработки, на качество нефтепродуктов, на работу УПН)

3) эффективность реагента (способность растворения парафина, смол асфальтенов; эффективность действия по пути движения ПЗ-лифт-выкидная линия; применимость для многих технологических процессов; наличие положительных эффектов, например, отмыв отложений и создание защитной пленки);

4) технологические показатели (многокомпонентность, стабильность при хранении и транспортировке, коррозионная активность и т.д);

5) капитальные затраты (создание базы хранения, необходимость создания установок для затаривания смешения и приготовления);

6) экономические показатели (дефицитность сырья, стоимость, включение состава в баланс состава нефти).

СГБ нашел применение на промыслах Беларуси по совокупности следующих показателей:

1) влияние реагента на качество добываемой продукции, а также на процессы нефтепереработки;

2) наличие сырьевой базы, для получения СГБ и непосредственная близость его производства к промыслам;

Эффективность воздействия реагента (СГБ) возрастает при постоянно работающем насосе. Растворяющую способность СГБ также можно увеличить за счет совмещения обработки растворителем с тепловой обработкой.

С целью поиска эффективных растворителей АСПО в различные годы проводились исследования растворяющей и отмывающей способности реагентов. Анализ полученных данных показывает, что хотя наиболее эффективным растворителем следует считать гексановую фракцию, она с успехом может быть, заменена другими растворителями, пироконденсатом гидростабилизированным (ПКГС) (растворяющая способность – 41-85%), липириленом (44,9-90,8%).



2. Технология очистки насосно-компрессорных труб в скважине от парафина и смол
При всех способах эксплуатации скважин, дающих парафинистую нефть, в подъемных трубах, особенно в верхней части колонны труб, а также в выкидных линиях, отлагается парафин, что приводит к нарушению нормальной работы скважин. Толщина парафинистой корки на стенках труб постепенно увеличивается, и, если не принимать профилактических мер, может произойти полная закупорка труб и, следовательно, полное прекращение поступления жидкости но ним.

Для очистки подъемных труб необходимо расплавить в них парафин, механически очистить его при помощи специальных скребков, опускаемых в трубы, или обработать химическими реагентами.

Расплавление парафина

Для расплавления парафина в подъемных трубах их прогревают паром, прокачивают горячую нефть, нефтепродукты или разогревают при помощи электрического тока, не извлекая трубы из скважины. Электрический способ борьбы с отложениями парафина в подъемных трубах не нашел распространения.

Пропарка подъемных труб широко применяется па промыслах. В качестве генератора пара пользуются паровой передвижной установкой ППУ-2, смонтированной па автомашине или на металлической раме (типа салазок), транспортируемой по территории промысла трактором. Установка ППУ-2 состоит из прямо очного котла па рабочее давление 60 кг/см²(максимально 5 кг/см²) производительностью 1000 кг пара в час при рабочей температуре 325° с необходимым вспомогательным оборудованием.

Сущность этого метода заключается в следующем. Установку ППУ-2 подключают к затрубному пространству скважины или воздухопроводу у компрессорной скважины, куда продолжают нагнетать воздух. Пар, увлекаемый воздухом, при движении вниз нагревает подъемные трубы и расплавляет парафин, который восходящей струей выносится на поверхность, при этом расплавляется парафин и в выкидной линии. Подачу пара вначале производят в небольшом количестве с последующим плавным увеличением до максимальной производительности парогенераторной установки. Давление нагнетания пара в скважину зависит от рабочего давления нагнетания воздуха, при котором эксплуатируется скважина компрессорным способом. Процесс депарафинизации обычно длится до 2 час.

Наибольшая эффективность в прогреве труб достигается в скважинах, оборудованных двухрядным лифтом. При однорядном лифте большое количество тепла расходуется на бесполезный нагрев эксплуатационной колонны.

В компрессорных скважинах, дающих парафинистую нефть рекомендуется устья оборудовать так, чтобы было возможно переводить скважины на работу с кольцевой системы на центральную и обратно; прогревать трубы следует при переводе скважин; на работу по центральной схеме с последующим переводом (после расплавления парафина) вновь на кольцевую систему. В фонтанных скважинах такой метод очистки труб от парафина применим при небольшом затрубном давлении.

В скважинах, подвергающихся депарафинизации паром, резьбу насосно-компрессорных труб следует смазывать графитовой смазкой. При смазывании резьбы сырой нефтью происходит ее коксование, что в дальнейшем сильно затрудняет развинчивание труб при их подъеме.

Для продувки паром выкидных линий от скважин, дающих парафинистую нефть, на выкидных линиях устанавливают обычно ближе к устью скважины тройник с 2¹/₂? вентилем и фланцем к которому при необходимости продувки линии присоединяют выкид от установки ППУ-2. Продукция работающей скважины смешивается в начале выкида с перегретым паром, и горячая нефтепаровая смесь расплавляет парафин по всей выкидной линии, унося его в групповую установку. Широко распространен также способ расплавления парафина в подъемных трубах путем прокачки горячей нефти или керосина. Оборудование для подогрева и закачки жидкости в скважину состоит из емкости (мерника), насоса, смонтированного па тележке, транспортируемой автомобилем или трактором, и паропередвижной установки ППУ-2. Для подогрева нефти закачиваемый в скважину пар из ППУ пропускают через змеевики, установленные в мернике. Этот способ депарафинизации применим для фонтанных, компрессорных и насосных скважин. Прокачивать горячую жидкость можно в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и подъемными трубами или непосредственно в подъемные трубы. Преимущество закачки горячей жидкости в затрубное пространство фонтанных скважин состоит в том, что расплавлять парафин можно без остановки работы скважины. В кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и подъемными трубами подается такое количество подогретой нефти, которое не нарушало бы фонтанирования скважины. На трубопроводе, подключенном к затрубному пространству, в этом случае надо ставить обратный клапан.

При закачке расчетного количества нефти непосредственно в подъемные трубы нефть (подогретую до температуры 90--95°) закачивают насосом в подъемные трубы. Расплавленный парафин струей нефти выносится на поверхность. Закачка горячего керосина в трубы дает лучшие результаты, чем закачка нефти, потому что, расплавляя парафин, он растворяет его. Кроме того, при закачке керосина уменьшается опасность заглушения фонтанирующей скважины, так как керосин имеет меньший удельный вес и ненамного увеличивает вес столба жидкости.

Недостатком этого способа является необходимость останавливать скважину. При применении этого способа в насосных скважинах колонну насосных штанг приподнимают на такую высоту, чтобы плунжер вышел из цилиндра глубинного насоса, и подогретую нефть в количестве 6 - 8 м³закачивают в насосные трубы. После этого тут же плунжер сажают обратно в цилиндр насоса и установку пускают в ход. Расплавленный парафин потоком жидкости выносится на поверхность. В некоторых районах для расплавления парафина в подъемные трубы прокачивают горячую воду.

Депарафинизации подъемных труб в скважинах, эксплуатирующихся бесштанговыми гидравлическими поршневыми насосами, может осуществляться закачкой в скважину силовыми насосами горячей силовой нефти. Кроме описанных способов теплового воздействия, для очистки подъемных труб от парафина еще широко применяется пропарка запарафинеиных труб после подъема их на поверхность. В этом случае поднятые из скважины запарафиненные трубы укладывают на мостки с большим уклоном. Пар, пускаемый внутрь трубы, расплавляет парафин, и последний вытекает из трубы. Пар подают от установки ППУ к трубе при помощи резинового шланга с укрепленным металлическим наконечником, который поочередно вставляют в каждую запарафиненную трубу. Пар подают до тех пор, пока из трубы не будет удален весь парафин. При этом способе очистки на каждую трубу расходуется много пара и расход его увеличивается с понижением температуры атмосферы.

Наиболее распространенным способом очистки подъемных труб от парафина является механическая очистка труб специальными скребками, выполняемая в процессе эксплуатации скважин без ее остановки. Этот способ заключается в соскабливании скребками со стенок труб отложений парафина. Применяют скребки различных конструкций. В фонтанных и компрессорных скважинах движение скребков вниз осуществляется под действием силы тяжести самих скребков и специально применяемых грузов, а вверх скребки поднимают на стальном тросе (проволоке) при помощи лебедки. Применяют также «летающие» скребки конструкции УфНИИ, которые опускаются под действием силы тяжести, а поднимаются без троса под действием энергии восходящего потока газожидкостной смеси.

Схема оборудования скважины для очистки подъемных труб скребками, спускаемыми на тросе, следующая: на устьевой арматуре над буферной задвижкой фонтанной или компрессорной скважины устанавливают лубрикатор с сальником над лубрикатором укреплен ролик. Возле скважины устанавливают ручную лебедку (аппарат Яковлева) или механизированную лебедку для спуска и подъема в трубах на проволоке скребков с грузом.

Проволока для спуска скребков должна быть диаметром 1,8 - 2,0 мм с пределом прочности 150--160 кг/мм'² (марки В по ГОСТ 3241-46).

Лубрикатор служит для удержания приготовленных для спуска скребков и груза. Последний представляет собой болванку вес которой зависит от диаметра труб и дебита скважины (от 10 до 20 кг), и служит для обеспечения быстрого и плавного движения скребков вниз и предупреждения их подбрасывания потоком жидкости при перемещении скребков вверх и вниз. Сальник в верхней части убрикатора служит для создания герметичности отверстия, через которое проходит проволока. Скребки, спускаемые в скважину на проволоке, могут иметь постоянное и переменное сечение.

Скребки, показанные на рис. 2, соскабливают парафин заостренными кромками корпуса при движении вниз и вверх. Наружный диаметр этих скребков на 1,5-2 мм меньше диаметра подъемных труб. Конструкция скребка обеспечивает свободный проход восходящего потока жидкости, предупреждает подбрасывание его потоком. Постоянство диаметра скребков является недостатком. Такой скребок спускать в скважину необходимо не позднее, чем на трубах успеет отложиться слой парафина толщиной 0,5-0,7 мм.

Спускают скребки обычно через каждые 1,5-2 часа. Малейшее промедление при очередном спуске скребков приводит к остановке скребка в каком-либо месте фонтанных труб. Это обычно устраняют расхаживанием, но часто происходит обрыв груза.



Рис. 2 - Скребки постоянного сечения



Рис. 3 - Турбоскробок конструкции Т.В. Шалвача

1 - корпус; 2 - турбина-скребок; 3- центрирующие планки
На промыслах Краснодарского совнархоза для очистки фонтанных труб от парафина широко применяют скребки конструкции Т. В. Шалвача (рис. 18). Он имеет следующее устройство.

Корпус его 1 изготовляют из трубы наружным диаметром 32 мм, длиной 1500 мм. Один конец трубы залит свинцом, в который заделан стержень, имеющий на другом конце резьбу под гайки. На этот стержень надета свободно вращающаяся турбина-скребок 2, которая удерживается на нем гайками. Гайки не имеют граней, что предотвращает завихрение восходящего потока газожидкостной смеси к турбинке. Для создания нормального выхода потока жидкости из турбинки корпус скребка обточен под конус. Для центрирования скребка в трубах на корпусе его имеются два фонаря, состоящие каждый из четырех приваренных к корпусу планок 3. К верхнему концу стержня приварена головка для крепления проволоки. Турбина имеет четыре спирали, изготовляемые из колец высотой 18 мм, вырезанных из труб наружным диаметром 82,42 мм и с толщиной стенок 1,8 мм, которые разрезают по высоте в одном месте, растягивают в спираль и приваривают по всей винтовой линии к трубке, свободно насаженной на стержень. Вес турбоскребка 12 кг.

Принцип действия этого скребка состоит в том, что под действием восходящего потока нефти и газа вращается турбинка, свободно сидящая на оси, и при движении скребка вниз и вверх парафин ею снимается со стенок труб; стружки парафина выносятся восходящим потоком нефти. Очистку труб от парафина скребками выполняют следующим образом. Установив в лубрикаторе приготовленные для спуска скребки с грузом, оператор, не останавливая эксплуатации скважины, открывает буферную задвижку и при помощи лебедки спускает скребки на необходимую глубину. Диаметр груза должен быть минимальным, чтобы струя жидкости свободно проходила мимо него. Скребки спускают на глубину, где начинается отложение парафина, и затем поднимают вверх. При движении вверх и вниз скребки соскабливают парафин с поверхности труб, и последний восходящим потоком жидкости выносится на поверхность.

Заключение
Анализ литературы по вопросам борьбы с отложениями парафина внутрискважинного оборудования и трубных систем показал, что существующие способы очистки имеют свои преимущества и недостатки. Механические способы имеют преимущества с точки зрения экологичности, менее затратны, просты в изготовлении, допускают использование энергии жидкостного потока для приведения в движение очистного устройства.

Для предупреждения и удаления парафиновых внутритрубных отложений существуют два класса методов:

– первый класс направлен на предупреждение налипания парафиновых внутритрубных отложений;

– второй класс сопряжен с процессом удаления отложений парафина с поверхности оборудования и НКТ.

В нефтегазовой отрасли применяются следующие методы предотвращения отложений парафина:

– применение НКТ с покрытиями, предотвращающими образование на их поверхности отложений парафина (эмалевым, стеклоэмалевым, лакокрасочным, полимерным или керамическим покрытием);

– физическое воздействие на добываемую или перекачиваемую нефть различными физическими полями, например, электромагнитными, акустическими, сверхвысокочастотными и др.;

– тепловое обеспечение температурного режима добычи или перекачки нефти при значениях, превышающих температуру начала кристаллизации парафина;

– механические (скребками, плунжером, растворимыми пробками и др.).


Список литературы

1. 
   Амиров, А.Р. Депарафинизация нефтяных скважин [Текст] / А.Р. Амиров // Баку: Азнефтеиздат. - 1953. - 312 с.
   
2. 
   Арменский, Е.А. Исследование изменения скорости потока вследствие отложения парафина в процессе перекачки [Текст] / Е.А. Арменский // Нефть и газ. - 1976. - № 11. - С. 67-68.
   
3. 
   Бабалян, Г.А Борьба с отложениями парафина [Текст] / Г.А. Бабалян // М.: Недра. - 1965. - 339 с.
   
4. 
   Бабицкий, В.И. Теория виброударных систем [Текст] / В.И. Бабицкий // М.: Наука. - 1973. - 352 с.
   
5. 
   Балабанов, В.Т. О борьбе с отложениями парафина в лифтовых трубах скважин Усинского месторождения [Текст] / В.Т. Балабанов // Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ. - 2019. - № 8. - С. 34-38.
   
6. 
   Басарыгин, Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов [Текст] / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков // Краснодар: «Сов. Кубань». - 2021. - 584 с.
   
7. 
   Беренсон, С.П. Химическая технология очистки деталей двигателей внутреннего сгорания [Текст] / С.П. Беренсон // М.: Транспорт. - 1968. - 48 с.
   
8. 
   Бещагина, Е.В. Состав и структурно-реологические свойства асфальтосмолопарафиновых отложений в зависимости от условий их образования и химического состава нефти: дис. … канд. хим. : 02.00.13: защищена 17.06.2019 [Текст] / Бешагина Евгения Владимировна // Томск. - 2019. - 133с.
   
9. 
   Лян Эрго, Ли Цзыфэн, Чэнь Хунбин Влияние ползучести горных пород на нагрузки обсадной колонны // Вестник ЮУрГУ. Серия «Строительство и архитектура». - 2018. - №33. - С. 17-19.
   
10. 
    Овчинников В.П., Грачев С.И. Фролов А.А. Справочник бурового мастера: учебно-практическое пособие в двух томах. - том 1 изд. - М.: Инфра- Инженерия, 2016. - 608 с.
    
11. 
    Яковлев А.А., Турицына М.В., Могильников Е.В. Анализ и обоснование выбора очистных агентов, и технология их применения при бурении скважин в условиях многолетнемерзлых пород // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2019. - №12. - С. 22-32.
    
12. 
    Ляпин И.Н. Проектирование скважин в условиях залегания многолетнемерзлых пород // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2019. - №6. - С. 4-6.
    
13. 
    Ковалев А.В. Заканчивание нефтяных и газовых скважин: учебное пособие. - Томск: Изд-во ТПУ, 2019. - 225 с.
    
14. 
    Мухаметшин В. Г., Дубинский Г. С., Аверьянов А. П. О причинах нарушений герметичности эксплуатационных колонн и мероприятиях по их предотвращению // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2016. - №3. - С. 19-24.