Удаление аспо из скважин
Обновлено: 07.07.2024
МЕТОДЫ БОРЬБЫ С АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ (АСПО) Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»
Аннотация научной статьи по химическим технологиям, автор научной работы — Шикунов Роман Алексеевич
В статье анализируются различные методы, используемые для защиты нефтепромыслового оборудования от образования АСПО . Рассматриваются способы предотвращения образования отложений. Рассмотрены способы удаления АСПО .
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.Похожие темы научных работ по химическим технологиям , автор научной работы — Шикунов Роман Алексеевич
МЕТОДЫ БОРЬБЫ С АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ (АСПО) Разработка химического состава для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтяных скважинах Особенности образования асфальтосмолопарафиновых отложений и методы борьбы с ними Повышение эффективности химических методов при удалении АСПО в нефтепромысловых трубопроводных системах (на примере Киенгопского месторождения) Cостав и концентрация композиционных присадок к гексану для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений Иреляхского месторождения РС(я) 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 «МЕТОДЫ БОРЬБЫ С АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ (АСПО)»
7. Прянишников Д.Н. Значение химизации поднятии наших урожаев и придании им устойчивости // Труды майской сессии 1935. Москва: АН России, 1986. С. 353-372.
МЕТОДЫ БОРЬБЫ С АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ (АСПО) Шикунов Р.А.
Шикунов Роман Алексеевич - магистр кафедра трубопроводного транспорта, Самарский государственный технический университет, г. Самара
Аннотация: в статье анализируются различные методы, используемые для защиты нефтепромыслового оборудования от образования АСПО. Рассматриваются способы предотвращения образования отложений. Рассмотрены способы удаления АСПО.
Ключевые слова: АСПО, скважина, асфальтен, методы борьбы, растворители, удаление отложений.
В результате накопления асфальто-смолистых и парафиновых отложений на внутренней поверхности труб происходит забивка трубопроводов, что приводит к снижению эффективности работы насосных установок и уменьшению производительности системы в целом. Это, в свою очередь, может привести к выходу насосов из рабочего состояния и истечению горючего вещества. Пары над пролившейся жидкостью способны к устойчивому горению. В результате, на эксплуатируемом объекте может произойти авария, которая приведет к пожарам, разрушениям сооружений, гибели людей, загрязнению окружающей среды, значительным потерям материальных ценностей.
Существуют различные методы, используемые для защиты нефтепромыслового оборудования от образования АСПО[1]. Работы с целью сокращения образования АСПО проводятся в двух направлениях: предотвращение образования отложений и удаление образовавшихся. Традиционными методами борьбы с образованием АСПО являются механическое выскрёбывание, обработка горячей нефтью, использование водных растворов поверхностно-активных веществ. Однако эти методы имеют существенные недостатки:
-повышенную электро-и пожароопасность;
1. Способы предотвращения образования отложений:
В условиях интенсивного формирования парафиновых отложений значительно уменьшается межочистной период работы скважины (менее 30 суток), увеличивается количество промываний нагретыми моющими средствами или растворителями на углеводородной основе, что приводит к увеличению себестоимости добычи нефти и негативному воздействию на призабойную зону пласта. В таких условиях оптимальным методом борьбы с АСПО является предотвращение их образования путем применения защитных покрытий, физических методов или специальных химических реагентов.
1.1. Применение специальных защитных покрытий
Интенсивность образования АСПО зависит от природы и состояния поверхности оборудования. Наличие макро - и микронеровностей, незначительные царапины способствует формированию и значительному росту отложений. Применение специальных защитных покрытий металла позволило добиться гладкой поверхности и повысить ее гидрофильность, что существенно снижает адгезию кристаллов парафина. В качестве таких покрытий используют лакокрасочные материалы (этилен и лаки, эпоксидные смолы), эмали, пластмассы и полимерные материалы.
1.2. Греющие кабельные линии (ГКЛ)
Тепловые методы борьбы с АСПО строятся на поддержании температуры потока нефти выше Тнас с применением специальных нагревательных кабелей. Во время работы кабеля нагревает подъемную трубу по внешней или внутренней поверхности, которая, в свою очередь, нагревает жидкость, проходящую через трубопровод до температуры, близкой или превышающей температуру осаждения[].
Этот метод приемлем только для удаления уже отложившихся АСПО при условии расчета тока нагрева и времени из ГКЛ конкретно для того, чтобы расплавить отложения на стенках труб. Основная проблема при эксплуатации ГКЛ - это выходы из строя брони кабеля при спускоподъемных операциях во время капитального ремонта.
1.3. Физические методы
Физические методы воздействия на нефть приводят к разрушению структуры нефтяных ассоциатов. сформированных САБ и парафиновыми углеводородами, что позволяет улучшить низкотемпературные свойства и предотвращает выпадение парафинов[2].
При ультразвуковой обработке высоковязких нефтей меняется характер межмолекулярных взаимодействий САВ. После такой обработки парафинистой нефти отмечается снижение вязкости в 1,8 раза, изменение характера кривых течения, сохраняя при этом первоначальный химический состав нефти.
Использование магнитных методов основано на магнитодинамическом эффекте, который происходит при движении жидкости, несущей частицы с зарядами (ионами, электронами) в постоянном магнитном поле. Под влиянием магнитного поля наблюдается дробление агрегатов коллоидных частиц ферромагнитного железа, что приводит к увеличению количества центров кристаллизации парафинов. Мелкие кристаллы остаются в довешенном состоянии в потоке жидкости, что обеспечивает многократное снижение скорости накопления кристаллов на стенках, труб. Вибрационные методы позволяют создать ультразвуковые колебания в области образования парафинов и, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещения, которые, в свою очередь, предотвращает отложение парафина на стенках труб.
Физические методы довольно узко применяются на промысле из-за сложности подбора оптимальных условий проведения обработки и не всегда подтвержденным эффектом этих методов.
1.4. Химические методы
Наиболее широко изученным и применяемым методом является использование специальных химических реагентов, основанных на работе адгезионно-адсорбционных процессов, происходящих на границах фаз: нефтяная система -металлические поверхности, нефтяная система - дисперсная фаза[3]. Основным преимуществом использования выше указанного типа реагента является улучшение реологических свойств нефти и ее устойчивость к образованию отложений на протяжении всего пути от дна скважины.
2. Способы удаления образовавшихся отложений
При продолжительном межочистном периоде или если методы профилактики недостаточно эффективны при существующих условиях эксплуатации, происходит
формирование отложений парафина, которое проявляется в увеличении нагрузки на стержни колонны, снижения расхода и повышения рабочего давления.
Для стабилизации работы скважины и предотвращения ее отказа нужно удалить образовавшиеся отложения. Наиболее широко для этих целей применяют, механические, термические и химические методы. Использование удалителей АСПО распространяется на объекты, где ингибиторы не могут найти применение: очистка призабойной зоны, промывка скважин перед капитальным ремонтом, очистка емкостей, резервуаров товарных парков, систем сбора нефти.
2.1. Механические методы
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.Эти методы основаны на периодической очистке внутренней поверхности трубопровода с помощью специальных скребков, спуск и подъем, которых может быть сделан с помощью ручной лебедки или автоматических скреперов, производящих уборку под действием восходящего потока жидкости[4].
Для штанговых установок возможно применение штанговых скребков и скребков-центраторов, когда очищение происходит при возвратно-поступательном движении и (или) вращательном движении скребка. Использование скребков основано на физических свойствах отложений парафина, например низкая механическая прочность и хрупкость. Однако эти методы не позволяют полностью очистить от отложений из-за сдвига скребка на штанге, кроме того, довольно часты поломки и заклинивания скребков в скважине, возникновение царапин на трубах, что ускоряет их поломку. Для механической обработки наземных трубопроводов используются шары и поршни, сделанные из разных материалов, но для их применения нужны устройства камер пуска и приема средств очистки.
2.2. Тепловые методы
Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 50°С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры необходимы специальные источники тепла, в которых используют теплоносители (горячая нефть, вода или острый пар), индукционные нагреватели, реагенты, при взаимодействии которых протекают экзотермические реакции.
Общим требованием для всех методов нагрева служит необходимость поддержания заданного значения температуры для полного расплавления отложений. Необходимо учитывать тот факт, что с увеличением молекулярного веса парафиновых углеводородов, входящих в состав АСПО, увеличивается и их Тпл, следовательно, и количество тепла, необходимое для перехода в расплавленное состояние[5].
Процесс удаления отложений парафина горячей нефтью происходит, с одной стороны, из-за размягчения и плавления с последующим растворением парафина в потоке горячей нефти, с другой стороны, за счет уменьшения сил сцепления отложений с металлической поверхностью, отделение частиц отложений и их удаление потоком нефти. Процесс растворения зависит от количества легких фракций углеводородов, присутствующих в нефти и являющихся естественным растворителем. Соответственно, чем массивней углеводородный состав нефти, тем хуже его растворяющая способность. Для повышения растворяющей способности сырой нефти, и также разрыхления и диспергирования асфальтосмолопарафиновых отложений в нефть вводят 0,02 — 5 % об. неионные и катионные ПАВ (оксиэтилированные продукты, алифатические амины, низшие спирты или их смеси). Парафин, пришедший в мелкодисперсное состояние, легко удаляется потоком нефти. Активно используется сульфоновая кислота, входящая в серию широко используемого реагента марки РТ компании «Химнефть».
В настоящее время среди методов термической обработки, наиболее широко используется термохимическая обработка (ТХО) с помощью горячих водных растворов поверхностно-активных веществ. Плавка отложений за счет тепла в водном растворе, а специальные чистящие средства обеспечивают очистку отложений и
создание однородной дисперсии, которая предотвращает повторное отложение парафина на стенках оборудования.
В качестве реагентов для процессов ТХО используют различные моющие средства и ПАВ. Концентрация реагента и объем рабочих водных растворов варьируются и определяются, в первую очередь, глубиной и толщиной отложений.
Чтобы расплавить парафин также используют индукционные нагреватели, размещенные непосредственно в районе отложений. Для нагрева трубопроводов используют ток высокий частоты, помогающий создать и подержать заданную температуру.
Для удаления АСПО используют термохимические соединения, состоящие из двух или более реагентов, которые при взаимодействии друг с другом выделяют большое количество тепла. Выделившееся тепло приводит к разогреву реакционной системы, плавлению и растворению АСПО. В качестве таких составов применяют растворы диэтиламина и соляной кислоты, щелочных металлов и их сплавов, которые выделяют большое количество тепла при взаимодействии с пластовой водой.
Для удаления АСПО широкое применение получил термохимический азотгенерирующий состав (АТС), основанный на окислительно-восстановительной реакции водных растворах солей аммония и нитрита натрия в кислой среде.
К общим недостаткам всех термических методов депарафинизации скважин, ограничивающим их применение, относятся:
1) вероятность повторного осаждения АСПО на поверхности оборудования скважины, когда температура теплового агента упадет и станет недостаточной для полного плавления твердого парафина;
заклинивание и заполнение рабочих органов насосного оборудования частицами отложений.
2.3. Химический метод
Использование органических растворителей для удаления АСПО является одним из самых распространенных методов. Однако, для отложений характерен достаточно сложный и разнообразный состав, поэтому необходимо осуществлять целенаправленный отбор растворителя, а не осуществлять полуэмпирическим методом[6].
Используемые углеводородные растворители парафиновых отложений можно разделить на следующие группы:
1) неполярные и малополярные соединения (сольвентные составы);
2) полярные соединения (спирты, эфиры, эфиры и их производные).
Наиболее эффективной является композиция алифатических, нафтеновых и ароматических углеводородов в сочетании с полярными гетероатомными соединениями. Этот факт объясняется различной растворимостью составляющих АСПО компонентов. Твердые парафиновые углеводороды растворяются в низкокипящих алифатических углеводородах, и чем меньше молекулярный вес алифатических углеводородов, тем лучше растворимость. Менее эффективными являются высококипящие парафиновые углеводороды, для них характерно набухание АСПО. Взаиморастворение парафиновых углеводородов в нафтеновых и ароматических углеводородах затруднено отсутствием сольватации.
Смолы содержат в своем составе и ароматические и алифатические структуры, в тоже время, доля алифатических углеродов превышает долю ароматических, так что они вполне растворимы как в низших и высших алкановых углеводородах, так и нафтеновых и ароматических углеводородах. Асфальтены растворяются в ароматических углеводородах, в основном, из-за преобладания ароматических углеродов над алифатическими. С увеличением доли асфальтенов в составе АСПО процентное содержание ароматических углеводородов должно быть увеличено. Низшие алифатические углеводороды являются естественными осадителями асфальтенов. Поскольку САВ наиболее высокомолекулярная и малорастворимая
часть АСПО, поэтому скорость удаления отложений будет определяться на стадии их растворения. Наиболее сложно разрушить АСПО с максимальным содержанием асфальтенов и высокоплавких парафиновых углеводородов вследствие присутствия в них жесткой псевдокристаллической структуры.
Высокая растворяющая способность растворителя, обогащенного олефиновыми углеводородами, связана с их низким потенциалом ионизации. Эффективность таких растворителей достигается за счет образования п-комплекса между полиароматическими фрагментами асфальтенов и ненасыщенными связями в олигомерах.
Для увеличения эффективности растворения парафиновых соединений, предложены составы, которые состоят из углеводородного растворителя с добавлением поверхностно-активных веществ, введение которых увеличивает растворяющую способность за счет увеличения поверхностной активности растворителя и путем диспергирования осадка в объем растворителя под действием поверхностно-активных веществ.
В качестве добавок в качестве растворителей применяют неионогенные ПАВ, сульфокислоты и их производные, синтетические жирные кислоты, амины, ацетали, полиалкилбензольная смола, смола пиролизная тяжелая, термогазойль каталитического крекинга, азотсодержащий блок-сополимер окиси этилена и окиси пропилена, фенол-формальдегидная смола.
Общим механизмом воздействия растворителя на АСПО является начальная адгезия молекул растворителя в осадках за счет межмолекулярных сил, изменении поверхностных свойств отложений, уменьшении сил сцепления частиц парафина с поверхностью оборудования, его растворения и удаления потока нефти.
Кроме углеводородных растворителей для удаления АСПО используют водные растворы поверхностно-активных веществ, что позволяет контролировать свойства дисперсных систем и протекающие в них процессы. Растворы этого типа могут быть классифицированы в качестве моющих смесей, поскольку их действие в основном приводит не к распаду составляющих АСПО, а к их растворению и диспергированию. Они адсорбируются на поверхности отложений, снижая их поверхностную энергию, что облегчает деформацию, проникают в трещины и поры, снижают адгезию на поверхности металла, способствуют разрушению отложений, диспергируют их с образованием мицелл, которые способны удерживаться в объеме растворителя.
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.Эффективность этого Метода борьбы зависит от скорости разрушения и вытеснения масляной пленки с поверхности отложений; гидрофилизации поверхности отложений, определяемой составом и концентрацией поверхностно-активного вещества; скорости и глубины проникновения водного моющего раствора в поры отложений, в зависимости от размера пор и состава отложений; интенсивности перемешивания; изменения внутренних сил взаимодействия между частицами АСПО; возможности удаления осадочных частиц в потоке промывочной жидкости.
Общим недостатком почти всех применяемых для удаления АСПО составов является избирательность расширения, как правило, они не обеспечивают достаточной эффективности растворения при высоких концентрациях, как САВ и парафинов. Поэтому поиск новых реагентов, ингибиторов и удалителей асфальтосмолопарафиновых веществ остается актуальным.
1 Тарасов Е.А. Изменение физико-химических свойств нефтей в процессе разработки Ромашкинского месторождения/Е.А. Тарасов, Ю.Н. Никандров, Г.Э. Никифорова. Нефтяное хозяйство, 1999. 25-27 с.
2 Глущенко В.Н. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений/В.Н. Глущенко, В.Н Силин, Ю.Г. Герин. - М.: Интерконтакт: Наука, 2009. 475 с.
3 Турукалов М.Б. Образование АСПО в нефтедобыче: альтернативный взгляд на механизм / М.Б. Турукалов, В.М. Строганов, Ю.П. Ясьян. - Нефтепереработка и нефтехимия, 2007. 31-34 с.
4 Рахимов М.Н. Нефтяной растворитель асфальто-смолопарафиновых отложений на олигомерной основе/М.Н. Рахимов, М.Ю. Долматов, Ж.Ф. Галимов, P.M. Камалтдинов. - Нефтепереработка и нефтехимия, 1998. 26-28 с.
5 Смолянец А.Г. Выбор реагентов для борьбы с отложениями в добыче нефти по результатам лабораторного тестирования/Е.Ф. Смолянец, А.Г. Телин. Л.А. Мамлеева. Нефтепромысловое дело, 1995. 74-77 с.
6 Рогачев М.К. Борьбу с отложениями при добыче нефти/М.К. Рогачев. М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2006. 295 с.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ РЕЗЕРВУАРНОГО ПАРКА С ШАРОВЫМИ РЕЗЕРВУАРАМИ
Тупикин Сергей Николаевич - магистрант, кафедра надзорной деятельности, институт заочного и дистанционного обучения Санкт-Петербургский университет государственной противопожарной службы Министерства чрезвычайных ситуаций России, г. Санкт-Петербург
Аннотация: в статье рассказывается о необходимости внедрения шаровых резервуаров для резервуарных парков в нефтегазовом производстве, особенно для объектов, находящихся в особых климатических условиях.
Ключевые слова: резервуарный парк, шаровые резервуары, конденсат газовый деэтанизированный, трубопровод, переключающая арматура, запорная арматура.
Статья посвящена вопросам обеспечения безопасной эксплуатации шаровых резервуаров, применяемых в нефтегазовом производстве. В настоящий период времени шаровые резервуары являются новым этапом в производстве и хранении нефтегазовых продуктов производства. Для точной ясности такого инженерного сооружения необходимо кратко описать технологическую схему производства шаровых резервуаров и принцип их работы.
Резервуарный парк конденсата газового деэтанизированного (далее по тексту -КГД) предназначен для приема, откачки и хранения КГД и включает в себя 16 шаровых резервуаров объемом 600 м3 каждый, размещенных в 4 картах (группах) -по 4 резервуара в каждой. Общая вместимость парка может достигать - 7968 м3 (с учетом коэффициента заполнения резервуаров 0,83). Каждая группа резервуаров запроектирована в отдельном обваловании с водонепроницаемым покрытием. Все резервуары оборудованы внутренней поворотной лестницей утяжелённого типа с площадками, позволяющими проводить тщательный осмотр и чистку. Все резервуары оборудованы блоками предохранительных клапанов с переключающими устройствами (для обеспечения ревизии и ремонта в процессе эксплуатации). Газ с предохранительных клапанов резервуаров сбрасывается в факельную систему, также предусмотрена продувка и сброс остаточного давления через электроприводную запорную арматуру. Для поддержания температуры КГД в шаровых резервуарах заводом изготовителем предусмотрены подогреватели наружного исполнения с
Удаление аспо из скважин
«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)
Методы борьбы с отложениями АСПО. Горячая обработка скважин —техника и технология проведения, расчет объема. необходимого для полного выноса АСПО из скважины
В практике добычи и транспортировки нефти широко применяются различные методы предотвращения образования АСПО, а также удаления образовавшихся отложений с поверхностей нефтяного оборудования и призабойной зоны пласт: механические, тепловые, физические, химические. Механические методы используют в основном для периодического удаления АСПО. Для этого применяют скребки различных конструкций. На скважинах, оборудованных УШГН. применяются скребки-центраторы различных конструкций, а также скребки различных конструкций. Химические методы включают в себя использование различных реагентов, полимеров. ПАВ: ингибиторы парафиноотложений, растворителей и т.д. Из химических методов борьбы с парафином применяется промывка скважин растворителями (в частности, бензиновой фракцией). Физические методы борьбы с АСПО предусматривают применение электромагнитных колебаний (ультразвука, покрытие твёрдых поверхностей эмалями, стеклом, бакелитовым лаком и т.д.) Тепловые методы применяются как для удаления, так и для предотвращения образований АСПО. Предотвращение образований АСПО проводится путём поддержания температуры нефти выше температуры плавления парафина с помощью электронагревателей (греющий кабель. Электроподогрев). Но наиболее распространённым способом борьбы с АСПО является промывка скважин горячей нефтью. Осуществляется при помощи АДПМ. Данная промывка представляет собой закачку в затрубное пространство скважины подогретой нефти (до 120 'С для ШГН, до 70 для эцн) агрегатом АДПМ (агрегат для депарафинизации модернизированный). При этом горячая нефть нагревает НКТ. а восходящий паток выносит растворенные отложения. Необходимо отметить, что данный метод эффективен на скважинах, оборудованных УШГН. и фонтанных скважинах. На скважинах, эксплуатируемых с помощью УЭЦН, вследствие ограничения давления (не больше 90 атм.) и температуры (80 градусов) закачки, удаление и вынос АСПО практически не происходит. Как показали исследования, вынос смоли асфальтенов на большинстве скважин начинается только после прокачки 30 м3. Для увеличения эффективности использования АДПМ необходимо своевременно корректировать и соблюдать межочистной период скважин, а также планировать объем прокачки индивидуально для каждой скважины.
2. Причины обрывов, отворотов штанг, практическая динамограмма характеризующая обрыв/ отворот насосных штанг.
Основными причинами обрывов (отворотов) насосных штанг являются: Истирание муфт; Рост нагрузки из —за отложений парафина; Брак при изготовлении штанги; Клин насоса; Превышение предельно допустимого напряжения в штанге (при неправильном подборе компоновки штанг)Нарушение компоновки штанг. Причины отворотов штанг Подклинивание насоса; Скручивание канатной подвески; Не доворот штанг; Кривизна скважины.
Отдельные штанги, оборвавшиеся в процессе эксплуатации, должны быть заменены штангами того же
типоразмера. Полную смену штанговой колонны или ее ступени следует производить только при увеличении
интенсивности (частоты) обрывов штанг не менее чем в 2раза.
Читайте также: