Как образуется парафин в нефтедобывающих скважинах
Обновлено: 07.07.2024
Депарафинизация
Важным процессом разделения при переработке нефти является удаление парафина.
Исходное сырье для депарафинизации включает деасфальтизат от деасфальтизации и тяжелый вакуумный газойль (ТВГ) от вакуумной дистилляции.
Полученный в результате депарафинизации парафин и церезин после очистки является сырьем в нефтехимии и других отраслях промышленности.
Депарафинизацию осуществляют с помощью легкокипящих растворителей, плохо растворяющих парафины и хорошо - остальные компоненты исходных нефтепродуктов.
Растворители:
-смеси метилэтилкетона или ацетона с толуолом (иногда с бензолом),
- дихлорэтана с хлористым метиленом,
- высшие кетоны,
- жидкий пропан.
Принципиально используют 2 технологии депарафинизации
1) Сольвентная -Депарафинизация растворителем - физический процесс, отделение воска замораживанием и переносом растворителя.
Определенный растворитель смешивают с исходной фракцией. Далее смесь охлаждают до требуемой температуры застывания (например: нужно масло с т.з. −40, то смесь охлаждают до −40 °C), выпадающие в осадок нормальные парафины отфильтровывают, растворитель отгоняют от целевого продукта. Процессы повторяются.
Как образуется парафин в нефтедобывающих скважинах
«МПК ТЕХПРОМ ВНП»
115569, Москва,
ул, Шипиловская 17/3
Наши разработки
Защита и очистка от кокса
Защита и очистка от парафинов
Обслуживание нефтяных скважин
Образование АСПО и парафинов
Аппарат «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения ( «ШТОРМ Д-МГДР») для предупреждения и удаления парафиновых, АСПО и иных отложений на нефтепромысловом и технологическом оборудовании, является высокоэффективным и высокотехнологичным инновационным промышленным оборудованием, не имеющим на сегодня аналогов. Депарафинизация скважин, так и депарафинизация нефтепромыслового и нефтеперерабатывающего оборудования аппаратами «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения ( «ШТОРМ Д-МГДР») происходит с видимым значительным экономическим эффектом.
Метод воздействия применяемый в устройстве «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения в совокупности с использованием новых нано материалов обладающих повышенными диэлектрическими свойствами, а так же высокой теплопроводностью, в разы улучшает технические характеристики устройства и соответственно саму эффективность воздействия аппарата «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения ( «ШТОРМ Д-МГДР») на очистку и защиту нефтескважин, труб НКТ , насосов различной модификации, нефтепроводов, узлов перекачки/перегонки нефти и другого оборудования от АСПО, парафинов и прочих различных налипаний и отложений, а так же от солей жесткости и коррозионных процессов, возникающих на эксплуатируемом оборудовании.В основе работы устройства «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения ( «ШТОРМ Д-МГДР»), лежит совершенно новый метод воздействия на парафины, АСПО и иные отложения, основанный на ударно резонансно - частотных сигналах радиочастотного излучения с определенной частотой магнитогидродинамического резонанса .
Образование АСПО и парафиновых отложений в нефтедобыче и транспортировке.
Так, при добыче парафинистых нефтей серьезной проблемой, вызывающей осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), формирование которых приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок.Образование эмульсий при выходе из скважины вместе с сопутствующей пластовой водой усиливает осадкообразование.Как известно, борьба с АСПО в процессах добычи нефти ведется по двум направлениям: профилактика (или предотвращение) отложений; удаление ужесформировавшихся отложений.
Выбор оптимальных способов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениямии эффективность различных методов зависит от многих факторов, в частности, от способа добычи нефти, термобарического режима течения, состава и свойств добываемой продукции. Несмотря на большое разнообразие методов борьбы с АСПО, проблемаеще далека от разрешения и остается одной из важнейших в отечественной нефтедобывающей отрасли.
Факторы, влияющие на образование АСПО.
На интенсивность образования АСПО в системе транспорта, сбора и подготовки нефти влияет ряд факторов, основными из которых являются:
- снижение давления в области забоя и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;
- интенсивное газовыделение;
- 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).
Известно, что растворяющая способность нефти по отношению к парафинам снижается с понижением температуры и дегазацией нефти. При этом преобладает температурный фактор. Интенсивность теплоотдачи зависит от разницы температур жидкости и окружающих пород на определённой глубине, а также теплопроводности кольцевого пространства между подъёмными трубами и эксплуатационной колонной.
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. Наиболее интенсивно АСПО откладываются на внутренней поверхности подъёмных труб скважин. В выкидных линиях их образование усиливается в зимнее время, когда температура воздуха становится значительно ниже температурыгазонефтяного потока.
С ростом скорости движения нефти интенсивность отложений вначале возрастает, что объясняют увеличением турбулизации потока и, следовательно, увеличением частоты образования и отрыва пузырьков от поверхности трубы, флотирующие взвешенные частицы парафина и асфальтосмолистых веществ. Кроме того, движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем и можно объяснить резкое снижение отложений в интервале 0-50 м от устья, а также, имея большие скорости течения, он оказывается более стойким к охлаждению, что тоже замедляет процесс образования АСПО. Шероховатость стенок и наличие в системе твердых примесей способствуют также выделению из нефти парафина в твердую фазу. Кроме указанных основных факторов на интенсивность парафинизации трубопроводов при транспортировании обводненной продукции скважин могут оказывать влияние обводненность продукции и величина рН пластовых вод. Причем влияние этих факторов неоднозначно и может быть различным для разных месторождений.
Влияние химического состава нефти на процесс образования АСПО.
АСПО, образовавшиеся в разных скважинах отличаются друг от друга по химическому составу в зависимости от группового углеводородного состава нефтей, добываемых на этих скважинах. Но при всём возможном разнообразии составов для всех отложений установлено, что содержание в них асфальтосмолистой и парафиновой компоненты будут обратными: чем больше в АСПО доля асфальтосмолистых веществ, тем меньше будет содержаться парафинов, что в свою очередь определится их соотношением в нефти. Такая особенность обуславливается характером взаимного влияния парафинов, смол и асфальтенов, находящихся в нефти до момента их выделения в отложения
Как показали экспериментальные и практические исследования, прежде чем парафин выделяется на поверхности скважинного оборудования, его кристаллы производят преобразование своих структур так, что, соединяясь между собой, организуют сплошную решётку подобно широкой ленте. В такой форме адгезионные свойства парафина усиливаются во много раз, и его способность «прилипать» к твёрдым поверхностям значительно интенсифицируется.Однако если нефть содержит достаточно большое количество асфальтенов (4-5% и выше), сказывается их депрессорное действие. Асфальтены могут сами выступать зародышевыми центрами. Парафиновые молекулы участвуют в сокристаллизации с алкильными цепочками асфальтенов образуя точечную структуру. То есть образование сплошной решётки не происходит.
В результате такого процесса парафин перераспределяется между множеством мелких центров и выделение парафинов на поверхности существенно ослабляется. Смолы, в силу своего строения, напротив, способствуют созданию условий для формирования ленточных агрегатов парафиновых кристаллов и их прилипанию к поверхности и своим присутствием препятствуют воздействию асфальтенов на парафин, нейтрализуя их. Как и асфальтены, смолы влияют на величину температуры насыщения парафином нефти, однако характер этого влияния противоположный: с ростом их массового содержания в нефти температура насыщениявозрастает (если, например, присутствие смол увеличить с 12 до 32%, то температура насыщения повысится от 22ºC до 43ºC).Температура насыщения нефти парафином находится в прямой зависимости от массовой концентрации смол и в обратной от концентрации асфальтенов.Следовательно, процесс парафинообразования зависит от соотношения асфальтовых (А)и смолистых (С) соединений в составе нефти.
С увеличением параметра А/С температура насыщения будет снижаться – ассоциаты асфальтенов в нефти менее стабилизированы из-за недостатка стабилизирующих компонентов (смол), что и приводит к уменьшению температуры насыщения, процесс кристаллизации парафинов таких нефтей подавляется ассоциатами, и отложение парафина не происходит; при небольших значениях А/С наоборот, температура насыщения возрастает – асфальтены не оказывают воздействия на парафинообразование, парафин свободно выделяется из нефти.
Механизм формирования АСПО
Под механизмом «парафинизации» понимается совокупность процессов, приводящих к накоплению твердой органической фазы на поверхности оборудования. При этом, образование отложений может происходить либо за счет сцепления с поверхностью уже готовых, образовавшихся в потоке частиц твердой фазы, либо за счет возникновения и роста кристаллов непосредственно на поверхности оборудования.Вероятность закрепления частиц парафина на поверхности оборудования в условиях действующей скважины практически ничтожна, парафиновая частица может закрепиться на стенке оборудования, но при условии, что первоначально она застрянет на ней чисто механически.
При транспортировании нефти по трубопроводу протекают следующиепроцессы.
Нефть поступает в трубопровод и контактирует с охлажденной металлической поверхностью. При этом возникает градиент температур, направленный перпендикулярно охлажденной поверхности к центру потока. За счет турбулизации потока температура нефти в объеме снижается. При этом параллельно протекают два процесса: выделение кристаллов н-алканов на холодной поверхности; кристаллизация н-алканов в объеме нефти.
Практически важным является не само по себе выделение парафинов, а отложение их на поверхности труб и оборудования по направлению теплопередачи. Такие отложения формируются при соблюдении ряда условий:
*наличия в нефти высокомолекулярных углеводородов, в первую очередь метанового ряда;
*снижения температуры потока до значений, при которых происходит выпадениетвердой фазы;
наличия подложки с пониженной температурой, на которой кристаллизуются углеводороды и с которой они настолько прочно сцепляются, что возможность срыва отложений потоком при заданном технологическом режиме практически исключается.
Исследованиями последних лет достоверно установлено, что прямой связи между содержанием парафина и интенсивностью его отложения нет. Отсутствие такой связи обусловлено, прежде всего, существенным различием состава твердых углеводородов – «парафина», а именно, различием в соотношениях ароматических, нафтеновых и метановых соединений в высокомолекулярной части углеводородов, которое при стандартных методах исследования нефтей не определяется. Между тем, доказано, что именно различия в составе твердых углеводородов в основном и предопределяют особенности формирования парафиновых отложений. Чем выше содержание углеводородов с разветвленными структурами ароматических, нафтеновых и изоалкановых, тем менее прочными оказываются парафиновые отложения, поскольку такого типа соединения обладают повышенной способностью удерживать кристаллическими образованиями жидкую массу.
Углеводороды метанового ряда особенно высокомолекулярные парафины, наоборот, легко выделяются из раствора с образованием плотных структур. Ясно, что рыхлые и полужидкие кристаллические отложения сравнительно легко могут быть удалены естественным потоком жидкости в процессе эксплуатации скважин, не вызывая никаких осложнений, и, наоборот, плотные и прочные отложения, сформированные в основном из н-алканов, создают серьезные осложнения, на ликвидацию которых затрачивается много средств и труда.
Состав и свойства АСПО
АСПО не является простой смесью асфальтенов, смол и парафинов, а представляют собой сложную структурированную систему с ярко выраженным ядромиз асфальтенов и сорбционно-сольватным слоем из нефтяных смол (ССЕ). Асфальтосмолистые вещества (АСВ) представляют собой гетероциклические соединения сложного гибридного строения, в состав которых входят азот, сера, кислород и металлы (Fe, Mg, V , Ni , Ca , Ti , Mo , Cu , Crи др.). До 98% АСВ составляетароматические и нафтеновые структуры.
Каркас структуры молекул смол и асфальтенов образует углеводородный скелет, составляющий 70-90% от общего веса молекул. В связке углеводороды – смолы -асфальтены наблюдается постепенная тенденция обеднения водородом и обогащения углеродом; возрастает доля ароматических элементов структуры, и повышается степень их конденсированности; снижается доля атомов углерода в периферийной части; повышается удельный вес атомов в центральном ядре молекул полиядерной структуре с сильным преобладанием ароматических колец. Смолы и асфальтены различаются также по содержанию азота и кислорода. В смолах в основном концентрируется кислород, а в асфальтенах азот.
В зависимости от природы нефти и содержания в ней твердых углеводородов, а также в зависимости от места отбора проб состав отложений включает парафины 9. 77 %; смолы 5. 30 %; асфальтены 0,5. 70 %; связанную нефть до 60 %; механические примеси 1. 10 %; воду от долей до нескольких процентов; серу до 2 %.
Обычно под термином «парафины» объединяют всю углеводородную часть отложений. Хотя в данной части и преобладают н-парафины (метановые углеводороды, или алканы с прямой цепью), в меньшем количестве в ней содержатся нафтеновые (циклоалкановые) и ароматические углеводороды с длинными алкильными цепями.Структура парафиновых углеводородов микрокристаллическая, нафтены с длинными алкильными радикалами образуют макрокристаллическую структуру.
Смолы, входящие в состав АСПО, представлены прежде всего нейтральными смолами, выделенными с помощью силикагеля и хлороформа (четыреххлористым углеродом). Это полужидкие, иногда полутвердые темно-коричневого или черного цвета вещества. Относительная плотность смол от 0,99 до 1,08г/см3. Молекулярная масса смол может достигать 1200. Они хорошо растворяются во всех нефтепродуктах и органических растворителях, за исключением этилового и метилового спиртов. В среднем смолы содержат до 15-17% кислорода, серы, азота. С повышением молекулярной массы смол содержание кислорода, серы и азота снижается. Основой структуры молекул смол является плоская конденсированная поликарбоциклическая сетка, состоящая преимущественно из бензольных колец. В этой структурной сетке могут содержаться нафтеновые и гетероциклические кольца (пяти и шестичленные). Периферийная часть конденсированной системы смол АСПО замещена на углеводородные радикалы (алифатические, циклические и смешанные). Природа и количество этих заместителей сильно зависит от свойств нефти. Заместители могут включать функциональные группы(-ОН, -SH, -NH2, =СО и др.). При нагреве до 260-350°С смолы начинают уплотняться и превращаются в асфальтены. С повышением концентрации в растворе смолы, с одной стороны, замедляют рост кристаллов, а с другой, способствуют деформации поверхности кристаллов и возникновению на них новых центров кристаллизации. Степень проявления той или иной тенденции определяется природой смол и обуславливает соответствующую форму и размер кристаллов твердых углеводородов.
По современным представлениям асфальтены это полициклические ароматические сильно конденсированные структуры с короткими алифатическими цепями в виде темно-бурых аморфных порошков. Плотность асфальтенов несколько больше единицы. В асфальтенах содержится (% масс.): 80. 86% углерода, 7. 9% водорода, до 9% серы и кислорода, и до 1,5% азота. Асфальтены не кристаллизуются и не могут быть разделены на индивидуальные компоненты или узкие фракции. При нагревании выше 300-400ºС они не плавятся, а разлагаются, образуя углерод и летучие продукты. Асфальтены являются наиболее тяжелыми и полярными компонентами нефти. Асфальтены очень склонны к ассоциации, их частицы полидисперсны и поэтому молекулярная масса в зависимости от метода определения может колебаться от 2000 до 4000 а.е.м. Асфальтены рассматриваются как продукты уплотнения смол. Частица асфальтенов представляет собой «мицеллу», ядро которой состоит из высокомолекулярных полициклических конденсированных соединений преимущественно ароматического характера, а адсорбционный слой образуют низкомолекулярные поверхностно-активныесоединения, включающий смолы и нафтеновые кислоты, которые вместе с алифатическими компонентами нефти, образуют сольватную оболочку мицеллы.
Методы борьбы с АСПО
Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по двум направлениям.Во-первых, по предупреждению (замедлению) образования отложений. К такиммероприятиям относятся: применение гладких (защитных) покрытий; химическиеметоды (смачивающие, модификаторы, депрессаторы, диспергаторы); физическиеметоды (вибрационные, ультразвуковые, воздействие электрических и электромагнитных полей). Второе направление – удаление АСПО. Это тепловые методы(промывка горячей нефтью или водой в качестве теплоносителя, острый пар,электропечи, индукционные подогреватели, реагенты при взаимодействии с которыми протекают экзотермические реакции); механические методы (скребки, скребки - центраторы); химические (растворители и удалители).
Как показывает практика, наиболее эффективным является предупреждение отложения смолопарафиновых веществ, так как при этом достигается наиболее устойчивая и безаварийная работа нефтепромыслового оборудования, снижаются затраты на добычу и перекачку нефти.
Существует несколько наиболее известных и активно применяемых в нефтедобывающей промышленности методов борьбы с АСПО, но многообразие условий разработки месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий…
(по страницам научно - технической литературы: Иванова Л.В., Буров Е.А., Кошелев В.Н. Российский государственный университет нефти и газа им. И.М.Губкина г. Москва)
Очистка и удаление парафина. Очистка внутренних поверхностей нефтескважин, нефтепроводов от парафина.
Асфальтосмолистые вещества, присутствующие в сырой нефти, способствуют возникновению плотных отложений на стенках нефтепроводов. Для борьбы с парафиновыми отложениями в нефтепроводах проводят профилактические и очистные мероприятия. Всевозможные виды очистки от парафинов в значительной степени отличаются друг от друга, но все сводятся к одному, очистке и удалению парафинов.
Предлагаемый нами способ очистки и удаления парафинов является инновационной технологией, без применения механической очистки нефтескважин и нефтепровода и без остановки самого процесса по нефтедобыче и нефтеперекачке, что дает значительную и ощутимую экономическую выгоду. Установки «ШТОРМ УКМ НП» применяются в нефтедобывающей промышленности, для удаления парафина с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб, нефтескважин и нефтепроводов.
В установках «ШТОРМ УКМ НП» используется радиочастотный принцип воздействия на АСПО отложения и парафины в совокупности с применением редкоземельные материалов с особыми характеристиками (для устройств «ШТОРМ УКМ НП» 1-го поколения), на основе которых нам удалось создать абсолютно новый, не имеющий аналогов - радиочастотный высокотехнологичный индуктор.
Совершенно новый высокотехнологичный индуктор (применение определенных редкоземельных материалов под воздействием передаваемых на них радиочастотных сигналов (импульсов) вырабатываемых установками «ШТОРМ УК НП» 1-го поколения) позволяет в разы повысить и усилить воздействие на АСПО и парафины, что довольно качественно и эффективно позволяет защитить и очистить от данных отложений вышеперечисленное оборудование.
Абсолютно новейший по методу воздействия аппарат «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения в совокупности с использованием новых нано материалов обладающих повышенными диэлектрическими свойствами, а так же высокой теплопроводностью, (которые в разы повышают технические характеристики устройства по сравнению с предыдущим прибором «ШТОРМ УКМ НП» 1-го поколения), обладает неоспоримыми преимуществами перед различного рода всеми устройствами имеющимися на сегодняшний день. Это важно знать каждому специалисту при выборе различных устройств. Высокая эффективность воздействия аппарата «ШТОРМ УКМ НП» 2- го поколения в десятки раз превосходит своего предшественника по очистке и защите нефтескважин, труб НКТ, насосов различной модификации, нефтепроводов, узлов перекачки/перегонки нефти и другого оборудования от АСПО, парафинов и прочих различных налипаний и отложений, а так же от солей жесткости и коррозионных процессов возникающих на эксплуатируемом оборудовании.
Дальность воздействия устройства «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения на АСПО, парафиновые и иные отложения образовавшиеся на внутренних стенках труб НКТ, нефтепроводе, линиях перекачки нефти и технологических узлах зависит непосредственно от диаметра самой трубы и от самого аппарата «ШТОРМ УКМ НП», предназначенного конкретно под применяемый данный диаметр. К примеру, аппарат «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения, эффективно производит очистку и защиту труб диаметром 79 - 80 мм включительно на расстоянии до 2400-2600 м в обе стороны от места установки самого аппарата (в основном этот аппарат применяется для очистки труб НКТ в нефтескважинах и на линиях перекачки нефти, а так же на печах нагрева нефти) от АСПО, парафинов и прочих различных налипаний и отложений. Очень удачные и эффективные по своему воздействию аппараты «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения для трубопроводов с диаметром 103мм, 159мм и т.д.
Для оптимальной и эффективной работы, аппараты «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения изначально производятся по требованию заказчика только под конкретный диаметр трубы. При установке на объекте, аппарат «ШТОРМ УКМ НП» только донастраивается на оптимальный режим и то, если это потребуется. Наше предложение очень интересно для потенциальных заказчиков и организаций нефтегазового комплекса по аппаратам «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения.
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.
Отложения парафина в трубопроводах. Почему это происходит?
При добыче и перекачке парафиновых видов нефти, на внутренних стенках труб происходит значительное отложение парафина, который уменьшает проходное сечение трубопровода, что сразу же сказывается на производительности перекачки и может привести к полной закупорке нефтепровода и остановке процесса перекачки.
Основными причинами, влияющими на отложение парафина, являются:
- физико-химические свойства перекачиваемой нефти;
- изменение температурного режима (охлаждение) нефти в процессе перекачки;
- изменение содержания растворенных газов;
- характер режима перекачки (изменение давления, остановки).
Физический процесс возникновения отложений парафина из нефти
Парафин выделяется из нефти в виде кристаллов, которые, соединяясь между собой, образуют парафиновую массу. Она представляет собой пористый скелет, поры которого заполнены нефтью и водой. Температура плавления такой массы зависит от ее состава и колеблется от 40 до 50° С. Вязкость застывания парафинистой нефти зависит от количества находящегося в ней парафина и температуры. Чем больше содержание парафина и ниже температура нефти, тем больше увеличивается ее вязкость и тем меньше ее тягучесть.
Парафиновые отложения вдоль нефтепровода
Всевозможные исследования показали, что отложения парафина располагаются вдоль нефтепровода неравномерно. В начале нефтепровода, где температура выше температуры начала выпадения кристаллов парафина, его отложение незначительны, дальше, с понижением температуры парафин начинает выделяться более интенсивно из продукта и в большей степени откладываться на внутренних стенках трубопровода. Дальше на внутренних стенках нефтепровода толщина отложения парафина по длине нефтепровода уменьшается, так как нефть движется уже с постоянной температурой, равной температуре грунта, и основная масса парафина уже выпала из потока продукта, отложившись ранее на предыдущем участке трубы.
Парафиновые отложения в поперечном сечении трубы Отложение парафина по диаметру нефтепровода происходит неравномерно: в нижней части нефтепровода парафина откладывается меньше, чем в верхней. Это связано тем, что верхняя поверхность трубы имеет более низкую температуру и что механические примеси сдирают с нижних стенок нефтепровода уже имеющийся и отложившийся парафин.
Предупреждение отложений парафина Для надлежащего поддержания пропускной способности нефтепровода, постоянно требуется проводить профилактические мероприятия по предупреждению отложений парафина или очистку нефтепровода от отложений парафина.
К профилактическим мероприятиям относятся: исключение закачки в трубопровод накопившейся в резервуарах парафинистой взвеси (шлаков); проведение в соответствии с ГОСТ 1510 ежегодных зачисток резервуаров от остатков нефти; применение термообработки высокопарафинистой нефти, которая заключается в подогреве нефти до определенной для каждого сорта температуры и охлаждении; смешение высокопарафинистой нефти с маловязкой или малопарафинистой нефтью; механическое перемешивание и перекачка переохлажденной нефти, чтобы кристаллы парафина вместе с адсорбированными на них смолами не могли цементироваться друг с другом, прилипать к стенкам трубопровода и уносились потоками нефти; введение специальных присадок в высокопарафинистую нефть, повышающих текучесть нефти, и другие способы.
Механическая очистка нефтепровода
Наиболее распространенным способом очистки внутренней поверхности нефтепровода от отложений парафина является механическая очистка с применением специальных скребков, чистящими элементами которых являются всевозможные диски, ножи и проволочные щетки. Скребки разных конструкций различны по эффективности удаления отложений со стенок труб, по износостойкости и проходимости.
Оптимальная периодичность пропуска по механической очистке нефтепровода определяется экономическими соображениями. Отложение парафина в нефтепроводе вызывает снижение пропускной способности и увеличивает убытки. Эти убытки возрастают с ростом интервала пропуска очистительных устройств. Механические чистки требуют определенное давление и скорость потока не менее 1,2 – 1, 5 м/с. Поэтому дежурный персонал должен строго следить за режимом перекачки. Обязательно должен осуществляться постоянный контроль за продвижением скребка по длине трубопровода.
Не всегда механическая чистка от парафина дает высокоэффективный результат. В редких случаях случается, на первый взгляд, незначительное механическое повреждение деталей нефтепровода - задвижек, переходов, подкладных колец, фланцев, выступов корней сварочных швов и так далее. Иногда страдают сами стенки нефтепровода. Не имеющий аналогов высокотехнологичный индуктор (это установки «ШТОРМ УКМ НП» в сочетании с использованием редкоземельных материалов с особыми характеристиками), для очистки и удаления парафинов, без применения механической очистки, позволяет производить эффективную очистку и удаление парафина на всем нефтепроводе и его технологических узлах. Долговечность и экономичность эксплуатации всех деталей нефтескважин и нефтепровода напрямую зависит от состояния их внутренних поверхностей. Очистка и удаление парафиновых отложений на стенках нефтескважин, нефтепровода должны производиться качественно и своевременно. Применение не имеющего аналогов высокотехнологичного индуктора (это установки «ШТОРМ УКМ НП» в сочетании с использованием редкоземельных материалов с особыми характеристиками) позволит Вам:
Расчет температуры насыщения нефти парафином Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»
Аннотация научной статьи по химическим технологиям, автор научной работы — Галикеев Р. М., Леонтьев С. А.
При эксплуатации нефтедобывающих скважин нефтяные компании сталкиваются с проблемой отложения на внутренней поверхности насоснокомпрессорных труб (НКТ) и внутрипромысловых трубопроводах.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.Похожие темы научных работ по химическим технологиям , автор научной работы — Галикеев Р. М., Леонтьев С. А.
К вопросу об интеллектуализации добычи нефти Методы формирования программ оптимального развития и реконструкции единой и территориальных газотранспортных систем Определение температуры насыщения модельных растворов нефти парафином Рассмотрение процесса образования и исследование свойств асфальтосмолопарафиновых отложений Исследование напряжения сдвига асфальтосмолопарафиновых отложений Мядсейского и Тобойского месторождений i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы. i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.Текст научной работы на тему «Расчет температуры насыщения нефти парафином»
УДК 665.7.033.2 665.632
P.M. Галикеев, аспирант; С.А. Леонтьев, к.т.н., доцент, Тюменский государственный нефтегазовый университет
расчет температуры насыщения нефти парафином
При эксплуатации нефтедобывающих скважин нефтяные компании сталкиваются с проблемой отложения на внутренней поверхности насоснокомпрессорных труб (НКТ) и внутрипро-мысловых трубопроводах.
Факторы, определяющие образование асфальтосмолопарафиновых отложений [1]:
• снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;
• уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
• состав углеводородов в каждой фазе смеси;
• соотношение объема фаз;
• состояние поверхности труб. Основными из перечисленных факторов образования асфальтосмолопарафиновых отложений является уменьшение температуры в пласте и стволе скважины, снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушения гидродинамического равновесия газожидкостной системы.
В.Н. Глущенко предлагает использовать в качестве уравнения расчета темпе-
ратуры насыщения нефти парафином формулу ВНИИнефть:
По данным Каменщикова Ф.А.[2], для нефтей Удмуртии эмпирическая зависимость температуры насыщения от содержания парафинов описывается уравнением:
to = 19,457.1пСп - 0,8117
где ^ - температура насыщения нефти парафином в поверхностных условиях;
- температура насыщения нефти парафином в пластовых условиях; Р - давление, МПа; Гн - газовый фактор, м3/м3; Сп - концентрация парафина в нефти, масс.% [3].
Также для нефтяных месторождений Пермского Прикамья ООО «ПермНИПИ-нефть» [4] использует эмпирическую формулу следующего вида:
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.2,00 3,00 4,00 5,00 6,00
Содержание парафина, %масс.
Рис. 1. Сравнение полученных значений расчетным методом с экспериментальными данными
1 - расчетные данные по формуле 2, 2 - расчетные данные по формуле 4, 3 - расчетные данные по формуле 3, 4 - экспериментальные данные.
Таблица 2. Определение температуры насыщения нефти парафином по формуле (6)
Месторождение Пласт кинематическая вязкость, мм2/с при темп, оС Температура плавления, оС массовое содержание, % Температура насыщения, оС Эксп. значения, оС Расхождение ДЪ оС
20 50 асфаль-тенов смол парафина Формула 6
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Вынгапу-ровское БВ 8 8,3 2,4 57 0,58 4,7 5,50 29,17 29,01 0,16
БП 6 4,8 2,6 49 0,74 3,9 5,70 29,04 28,98 0,06
БП 8 4,3 2,3 49 0,86 4 6,20 30,54 30,45 0,09
БП10 8,4 3,7 52 0,76 4,6 3,90 20,98 23,04 2,06
БП18 5,5 2,4 53 0,38 3,4 2,80 16,48 16,98 0,50
ЮП 1 4,9 2,5 52 0,36 4,3 3,80 19,11 22,31 3,20
АП 1 3,8 2,2 54 0,16 3,3 4,60 24,39 25,06 0,67
Зап- ноябрьское БС11 7,9 3,6 54 1,76 1,9 3,80 22,05 21,93 0,11
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.Карамов-ское БС 8 18,5 6,9 57 3,56 6,8 3,70 24,41 24,23 0,18
БС10 12,3 5,3 55 3,37 5,6 3,50 22,49 22,79 0,30
БС11 16,9 6,6 55 3,05 6,5 3,20 22,00 21,53 0,47
БС13 22 8,5 54 4,71 5,6 4,20 29,63 26,04 3,59
БС16 43,5 14,5 52 6,47 7 2,60 21,28 19,04 2,24
Муравлен-ковское БС10 13 5,3 55 2,63 5,8 4,30 26,20 25,97 0,23
БС11 12 5 55 2,62 5,4 4,00 24,78 24,64 0,14
БС12 13,5 5,6 54 2,15 9,5 2,80 19,82 19,95 0,13
Новогоднее БС 6 5 2,7 54 0,25 3,3 2,90 16,07 17,48 1,41
БС 8 5,2 2,7 54 0,19 2,4 2,00 11,53 11,56 0,02
БС 9 9,3 4,3 54 0,31 3,6 4,60 26,00 25,26 0,74
БС 10 6,5 3,3 54 0,04 1,9 2,70 15,77 15,84 0,07
БС 18 5,6 2,8 52 0,15 4 2,70 15,40 16,53 1,13
ЮС 1 4,4 2 54 0,21 3,1 2,50 14,72 15,05 0,33
ЮС 2 2,9 1,7 49 0,05 1,6 7,90 33,04 33,30 0,26
Пограничное БС 17,2 6,5 53 2,73 6,9 3,70 22,78 23,76 0,98
БС11 13,9 5,5 54 3,15 5,2 3,00 20,55 20,03 0,53
БС12 15 6,4 50 5,68 6,7 2,60 18,89 18,69 0,20
БС14 12,3 5,4 53 0,97 3,8 2,60 18,29 16,21 2,08
БС15 4,5 2,4 51 0,51 4,1 2,30 17,43 14,22 3,21
ЮС 1 37,1 11,1 55 0,69 7,7 2,30 14,78 15,94 1,16
Ярайнер-ское АВ 1 2 6,6 3,6 56 0,21 5,8 4,40 21,87 25,50 4,07
ЮВ 1 1,9 1,7 48 0,08 1,6 4,60 24,16 24,23 0,08
\\ подготовка нефти \\ 83
Таблица 3. Поправочные коэффициенты
НАИМЕНОВАНИЕ СОДЕРЖАНИЕ ПАРАФИНОВ, МАСС. %
ОТ 2 ДО 3 ОТ 3 ДО 4 ОТ 4 ДО 5 ОТ 5 ДО 6 ОТ 6 ДО 7
1 0,77 0,69 0,95 - 0,86
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.<J и 2 0,57 0,68 - 0,775 -
< Ж 3 0,58 - 0,72 0,69 0,71
^ о 4 0,53 0,54 0,64 0,62 0,68
М и Е 5 0,42 0,43 0,49 0,51 -
S X А £ 6 0,31 0,41 - - -
На основе лабораторных исследований в Пермском государственном техническом университете [4] были получены следующие зависимости для определения температуры начала образования асфальтосмолопарафиновых отложений для ряда месторождений Пермского края.
где СА - концентрация асфальтена в нефти, масс.%; Сс - концентрация смол в нефти, масс.%; рнд. - динамическая вязкость дегазированной нефти мПа.с. Х - показатель степени при экспоненте; £плав - температура плавления парафина.
Для рассмотренных зависимостей был произведен расчет для определения применимости данных формул к неф-тям Западной Сибири (Ноябрьского региона) и сравнения с экспериментальными значениями,представлены на рисунке 1.
После сравнения экспериментальных данных и результатов полученных расчетными методами различных ав-
торов оказалось, что их погрешность составляет от 9 до 50% от истинного показателя.
Очевидно, что температура насыщения нефти парафином зависит не только от содержания парафина, но и от присутствия смол и асфальтенов, температуры плавления выделенного парафина из нефти, а также её реологических свойств при различных температурах.
При обработке экспериментальных данных была получена эмпирическая зависимость позволяющая учесть различные факторы влияющие на
где [8] - поправочный коэффициент, 0С/%; р20 - кинематическая вязкость при 200С, мм/с2; р50 - кинематическая вязкость при 500С, мм/с2; К - суммарное содержание парафина, смол и асфальтенов, %; Тпл - температура плавления выделенного парафина, 0С. Результаты расчета по уравнению 6 и экспериментальные данные сведены в таблице 2.
Для поправочного коэффициента разработана методика подбора в зависимости от содержания парафина и смол в нефти.
В результате расчетов и сравнения с экспериментальными данными отклонение является не значительным. Для учета различного содержания парафинов и смол, которые в значительной степени влияют на температуру насыщения нефти, проведен анализ данных и получен поправочный коэффициент [8] представленный в таблице 3.
Таким образом, для получения предварительных данных о температуре насыщения нефти парафином можно использовать полученную эмпирическую зависимость (6), которая позволяет прогнозировать температуру вероятного появления АСПО. Причем достоверность полученного результата будет не значительно отличаться от фактического показателя, что позволит заранее определять интервалы температур.
1. Осложнения в нефтедобыче/ Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков и др.; Под ред. Н.Г. Ибрагимова, Е.И. Ишемгужина.-Уфа: ООО «Издательство научно-технической литературы «Монография»», 2003.-302с.
2. Каменщиков Ф.А. Тепловая депарафинизация скважин. - М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005. - 254с.
3. Нефтепромысловая химия: Осложнения в системе пласт-скважина- УППН: учебное пособие/ Глущенко В.Н., Силин М.А., Пташко О.А., Денисова А.В. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 328с.
Ключевые слова: температура насыщения, парафин, эмпирическая зависимость, расчетный метод
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.РАДИОГРАФИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ТРУБОПРОВОДОВ
ТЕХНОЛОГИЯ ЦИФРОВОЙ РАДИОГРАФИИ НА ОСНОВЕ ГИБКИХ ФОСФОРНЫХ ПЛАСТИН
ПОЛНОСТЬЮ ЗАМЕНЯЕТ РЕНТГЕНОВСКУЮ ПЛЕНКУ
■ Прямой проход пластины без продольного изгиба и трения о сканер
■ Возможность работы при низких температурах
■ Полноценная поддержка рулонных пластин, долгая жизнь пластины
■ 1-й класс чувствительности по ГОСТ 7512,1 категория по 13 ПНАЭГ-07-010-89
■ Отсутствует процесс проявки, пластины не боятся света и влаги
■ Автоматизированный поиск, измерение размеров и классификация дефектов
■ Широкий модельный ряд, включая компактные переносные системы
Комплекс цифровой радиографии «ФОСФОМАТИК» раз- • решается применять при радиографическом контроле изделий: энергомашиностроения, оборудования и тру- * бопроводов атомных энергетических установок, стальных отливок для атомных энергетических установок, • объектов котлонадзора, систем газоснабжения, подъемных сооружений, оборудования нефтяной и газо- * вой промышленности, оборудования металлургической промышленности, оборудования судостроительной • промышленности при просвечивании рентгеновским излучением, источником 1г-192, источником Со-60, тормозным излучением линейного ускорителя.
Соответствует 1-му классу чувствительности таблицы 6 ГОСТ 7512-82 и 1-й категории таблицы 13 ПНАЭГ-7-010-89 Сертифицирован на соответствие наивысшим классам чувствительности по ЕМ 14784-1 и АБТМ Е 2446 Значения чувствительности контроля соответствуют радиографическим пленкам Э4, Р5, Э7, МХ125, Т200, АА400, НБ800 Экспозиция просвечивания до 8 -10 раз меньше, чем на радиографическую пленку 07
При просвечивании сварных соединений переменного сечения позволяет контролировать за одну экспозицию объекты с перепадом толщин до 3-х слоев половинного ослабления излучения, что соответствует 2-3 экспозициям на пленку
ФГУП ЦНИИ КМ «ПРОМЕТЕЙ» - Результаты испытаний комплекса цифровой радиографии «ФОСФОМАТИК» ФГУП ЦНИИ КМ «ПРОМЕТЕЙ» - Методическая инструкция И246-097-2007 ФГУП ЦНИИ КМ «ПРОМЕТЕЙ» - Техническое решение 246-22.07-2007
«Росэнергоатом» - Методика цифровой обработки и архивирования результатов радиографического контроля» «Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору» - Разрешение 06-07/1728 Рекомендован к применению в ОАО «ГАЗПРОМ» - Экспертное заключение №31323949-005-2009 Включен в реестр АК «Транснефть»
Читайте также: