Teхнические средства борьбы с АСПО

Рефераты по географии » Teхнические средства борьбы с АСПО

.

К.т.н. Шайдаков В.В. (Инжиниринговая компания "Инкомп-нефть") к.т.н. Каштанова Л.Е. (Инжиниринговая компания "Инкомп-нефть") Емельянов А.В.(Уфимский государственный нефтяной технический университет)

В статье проанализированы условия и причины образования АСПО при добыче нефти на Арланском Южно-Ягунском и др. месторождениях. Рассмотрены известные на сегодняшний день химические и физические методы предотвращения и удаления АСПО. Предложен метод борьбы с АСПО основанный на применении скважинных магнитных установок УМЖ приведены основные результаты их использования.

1. Причины и условия асфальтосмолопарафиновых отложений

При добыче нефти одной из проблем вызывающих осложнения в работе скважин нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций являются АСПО (рис. 1). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы уменьшению МРП работы скважин и эффективности работы насосных установок.

Состав и структура АСПО. АСПО представляют собой сложную углеводородную смесь состоящую из парафинов (20-70 % мас.) АСВ (20-40 % мас.) силикагелевой смолы масел воды и механических примесей [1].

Парафины - углеводороды метанового ряда от С16 Н34 до С64 Н130 . В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на (ГОСТ 912-66):

малопарафиновые - менее 1 5 % мас.;

парафиновые - от 1 5 до 6 % мас.;

высокопарафиновые - более 6 % мас..

Рис. 1 - Асфальтосмолопарафиновые отложения в НКТ

Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот щелочей и др.) легко окисляются на воздухе.

Высокомолекулярные парафины - церезины (от С37 Н74 до С53 Н108 ) отличаются более высокой температурой кипения большей молекулярной массой и плотностью.

В состав АСВ входят азот сера и кислород. АСВ обладают высокой молекулярной массой не летучи имеют существенную неоднородность структуры. Содержание смолистых веществ в нефти возрастает в связи с испарением легких компонентов и ее окислением а также при контакте нефти с водой. Иногда к группе смолистых соединений относят асфальтены.

Асфальтены - порошкообразные вещества бурого или коричневого цвета плотностью более единицы массовое содержание которых в нефти достигает 5 0 %. В асфальтенах содержится (мас.) 80 0-86 0 % углерода 7 0-9 0 % водорода до 9 0 % серы 1 0-9 0 % кислорода и до 1 5 % азота. Они являются наиболее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений тяжелых компонентов нефти.

Нефтяные дисперсные системы относят к классу коллоидов в которых АСВ диспергированы в мальтеновой среде. Очевидно что физико-химические и технологические свойства нефтей во многом обусловлены межмолекулярным взаимодействием в системах "асфальтены-смолы" и "мальтены-смолы-асфальтены".

Как правило строение смол и асфальтенов рассматривают в виде "сэндвичевых" структур которые представляют собой параллельные нафтеноароматические слои связанные между собой за счет формирования комплексов с переносом зарядов. В данном случае имеет место некоторое завышение степени упорядоченности асфальтенов так как они рассматриваются как идеальные кристаллы хотя квазикристаллическая часть составляет малую долю асфальтенового вещества (не превышает 3-4 % мас.).

Принято считать что смолы и асфальтены являются парамагнитными жидкостями а нефти нефтепродукты ? термодинамически стабильными парамагнитными растворами. Асфальтены представляют собой комбинацию многих ассоциатов зависящую от степени гомолитической диссоциации диамагнитных частиц. Изменение концентрации парамагнитных смол и асфальтенов в нефти связано с изменением строения комбинаций ассоциатов.

Смолы и асфальтены обладают следующими особенностями [2]:

1. Химические и физико-химические процессы с участием АСВ носят коллективный характер. Асфальтены не являются индивидуальными компонентами а образуют ассоциативные комбинации в центре которых локализованы стабильные свободные радикалы.

2. Возникновение сольватной оболочки из диамагнетиков является непременным условием существования парамагнитных частиц в растворах. Образование сольватных оболочек ослабляет силы притяжения парамагнитных молекул и препятствует их рекомбинации в результате теплового движения.

3. Смолы состоят из диамагнитных молекул часть из которых способна переходить в возбужденное триплетное состояние или подвергаться гомолизу. Поэтому смолы являются потенциальным источником асфальтенов.

4. Свойства АСВ определяются не элементным составом а прежде всего степенью межмолекулярного взаимодействия компонентов.

В пределах одного нефтедобывающего региона и даже отдельного месторождения компонентный состав АСПО изменяется в широких пределах. Знание состава АСПО имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними в частности для выбора химических реагентов. Этот выбор часто осуществляют исходя из типа АСПО (табл. 1) [3]. Для исследования состава и структуры АСПО используют экстракционный хроматографический термический спектральный электрохимический и другие методы.

Таблица 1

Классификация АСПО

Группа АСПО Подгруппа АСПО

Отношение содержания парафинов (П) к сумме смол (С) и асфальтенов (А),

П/(С+А)

Содержание

механических

примесей, %

Асфальтеновый (А)

А1

А2

А3

0,9

0,9

0,9

0,2

0,2-0,5

0,5

Смешанный (С)

С1

С2

С3

0,9-1,1

0,9-1,1

0,9-1,1

0,2

0,2-0,5

0,5

Парафиновый (П)

П1

П2

П3

1,1

1,1

1,1

0,2

0,2-0,5

0,5

На примере ряда месторождений рассмотрим состав добываемых нефтей и АСПО (табл. 2).

Согласно ГОСТ 912-66 нефти этих месторождений относятся к парафиновым. Анализ состава АСПО позволяет отнести их к группе асфальтеновых.

Анализ АСПО Южно-Ягунского месторождения Вятской Арланской и Николо-Березовской площадей Арланского месторождения показал что содержание в них асфальтенов и смол значительно выше чем в добываемой нефти. При этом количество парафинов в АСПО Южно-Ягунского месторождения соизмеримо с их содержанием в нефти и не превышает 3 5 % а Вятской Арланской и Николо-Березовской площадей Арланского месторождения - в 2-3 раза больше чем в добываемой нефти.

Таблица 2

Состав нефти и АСПО некоторых нефтяных месторождений

Месторождение,

площадь

Смолы,

% мас.

Асфальтены,

% мас.

Парафины,

% мас.

Вязкость

нефти при 20 0 С, мПас

нефть АСПО нефть АСПО нефть АСПО
1 2 3 4 5 6 7 8

Вятская площадь, Арланское

месторждение

18,8 35,0-48,0 5,9 15,0 2,2-4,0 8,0-12,0 34,3-42,1
Арланская площадь, Арланское месторождение 16,2 20,0-40,0 3,8 10,0-12,0 2,9 6,0-10,0 42,7
Николо-Березовская площадь, Арланское местрождение 13,6 12,0-37,0 7,5 8,0-12,0 2,3 3,0-15,0 74,0

Волковское

месторождение

15,0-20,0 11,74-19,43 3,0-5,0 1,17-4,00 3,0-5,0 2,20-4,67 ____
Южно-Ягунское месторождение 26,6 18,7-49,4 6,5 10,3-21,4 3,5 не более 3,5 31,0

Дружное

месторождение

21,1 ___ 8,0 ___ 2,2 ___ 5,3
Повховское месторождение 9,8 ___ 1,0 ___ 2,9 ___ 0,9

Установлено что потеря агрегативной устойчивости тяжелых компонентов нефтей Южно-Ягунского Дружного и Повховского месторождений при разгазировании определяется составом и свойствами исходной нефти. Тяжелая высоковязкая нефть (31 мПа с в пластовых условиях) Южно-Ягунского месторождения с высоким содержанием асфальтенов и смол (6 5 и 26 6 % соответственно) при разгазировании теряет асфальтеновые и смолистые вещества. Нефть Дружного месторождения содержит близкое количество асфальтенов и смол (8 0 и 21 1 % соответственно) но обладает значительно меньшей вязкостью (5 3 мПа с в пластовых условиях) практически сохраняя тяжелые компоненты в растворе после разгазирования. Легкая маловязкая нефть (0 89 мПа с в пластовых условиях) Повховского месторождения с содержанием асфальтенов 1 0 % и парафинов 2 9 % в ходе разгазирования теряет небольшое количество высокомолекулярных парафинов при некотором увеличении содержания асфальтенов вследствие потери легких углеводородов и осаждения парафинов.

Причины и условия образования АСПО. Известны две стадии образования и роста АСПО. Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности. На второй стадии происходит осаждение на покрытую парафином поверхность более крупных кристаллов.

На образование АСПО оказывают существенное влияние [4-6]:

снижение давления на забое скважины 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 ее компонентов;

состав углеводородов в каждой фазе смеси;

соотношение объема фаз;

состояние поверхности труб.

Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов которые могут изменяться по времени и глубине поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.

Влияние давления на забое и в стволе скважины. В случае когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом равновесное состояние системы нарушается вследствие чего увеличивается объем газовой фазы а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из нее парафинов. Равновесное состояние нарушается в пласте и выпадение парафина возможно как в пласте так и в скважине начиная от забоя.

При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса может быть меньше чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатационной колонны. В колонне НКТ выше насоса можно выделить две зоны. Первая - непосредственно над насосом: здесь давление резко возрастает и становится больше давления насыщения. Вероятность отложения в этой зоне минимальна. Вторая - зона снижения давления до давления насыщения и ниже где начинается интенсивное выделение парафина.

В фонтанных скважинах при поддержании давления у башмака равным давлению насыщения выпадение парафина следует ожидать в колонне НКТ [7].

Как показывает практика [1] основными объектами в которых наблюдается образование отложений парафина являются скважинные насосы НКТ выкидные линии от скважин резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин.

Промысловые исследования в условиях ОАО "Оренбургнефть" показали [1] что характер распределения парафиновых отложений в трубах различного диаметра примерно одинаков. Толщина отложений постепенно увеличивается от места начала их образования на глубине 500-900 м и достигает максимума на глубине 50-200 м от устья скважины затем уменьшается до толщины 1-2 мм в области устья (рис. 2).

Анализ состава АСПО отобранных на различных глубинах скважин показал что на глубине более 1000 м содержится больше АСВ чем парафинов [8]. Механические примеси на таких глубинах практически не участвуют в формировании отложений (их содержание не превышает 4-5 % мас.).

С уменьшением глубины наблюдаются снижение содержания асфальто-смолистых веществ в АСПО а также увеличение количества механических примесей и твердых парафинов (рис. 3). Чем ближе к устью скважины тем в составе АСПО больше церезинов и соответственно тем выше структурная прочность отложений.

Рис. 2 - Отложение АСПО по глубине скважины [1]

Рис. 3 - Отложение АСВ и парафинов по глубине скважины [1]

Нет единого мнения об образовании АСПО при высокой обводненности продукции скважин. Любопытные данные получены при анализе 344 скважин на поздней стадии разработки месторождений ОАО "Татнефть" [9]. В этих условиях наиболее часто АСПО образуются в скважинах дебиты которых меньше 20 т/сут. причем преобладают дебиты до 5 т/сут по жидкости. Критическим дебитом когда АСПО в скважине незначительно является дебит свыше 35 т/сут. АСПО образуются во многих скважинах с низкой обводненностью нефти доля которых от общего количества скважин составляет 32 %. Второе место по частоте образования АСПО занимают скважины имеющие обводненность от 50 до 90 %. Характерной особенностью формирования АСПО в таких скважинах является их образование не только в НКТ но и в насосном оборудовании (более 50 % ремонтов). АСПО в колонне НКТ образуются в основном в скважинах с низкой и высокой (от 60 до 80 %) обводненностью. Большинство таких скважин (95 %) оборудовано штанговыми насосами из них 54 % имеют диаметр плунжера 44 мм а 31 % - 32 мм. Около 47 % скважин с АСПО в насосах имеют обводненность продукции выше 60 % в то время как всего 28 % таких скважин - низкую обводненность.

Влияние температуры в пласте и в стволе скважины. Нефть является сложной по химическому составу смесью компонентов которые в зависимости от строения и внешних условий могут находиться в разных агрегатных состояниях. Снижение температуры вызывает изменение агрегатного состояния компонентов приводящее к образованию центров кристаллизации и росту кристаллов парафина. Характер распределения температуры по стволу скважины существенно влияет на парафинообразование и зависит от:

- интенсивности передачи тепла от движущейся по стволу скважины жидкости окружающим породам. Теплопередача зависит от градиента температур жидкости и окружающих скважину пород и теплопроводности кольцевого пространства между подъемными трубами и эксплуатационной колонной;

- расширения газожидкостной смеси и ее охлаждения вызванного работой газа по подъему жидкости.

Влияние газовыделения. Лабораторные исследования показали [1] что на интенсивность образования парафиноотложений оказывает влияние процесс выделения и поведения газовых пузырьков в потоке смеси. Известно что газовые пузырьки обладают способностью флотировать взвешенные частицы парафина. При контакте пузырька с поверхностью трубы частицы парафина соприкасаются со стенкой и откладываются на ней. В дальнейшем процесс отложения парафина нарастает вследствие его гидрофобности. На стенке трубы образуется слой из кристаллов парафина и пузырьков газа. Чем менее газонасыщен этот слой тем большую плотность он имеет. Поэтому более плотные отложения образуются в нижней части подъемных труб где пузырьки газа малы и обладают большей силой прилипания к кристаллам парафина и стенкам трубы.

Влияние скорости движения газожидкостной смеси. Интенсивность образования АСПО во многом зависит от скорости течения жидкости. При ламинарном характере течения то есть низких скоростях потока формирование АСПО происходит достаточно медленно. С ростом скорости (при турбулизации потока) интенсивность отложений вначале возрастает. Дальнейший рост скорости движения газожидкостной смеси ведет к уменьшению интенсивности отложения АСПО: большая скорость движения смеси позволяет удерживать кристаллы парафина во взвешенном состоянии и выносить их из скважины. Кроме того движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб чем объясняется резкое уменьшение отложений в интервале 0-50 м от устья скважины. При больших скоростях движения поток смеси охлаждается медленнее чем при малых что также замедляет процесс образования АСПО [5].

Влияние шероховатости стенок труб. Состояние поверхности труб влияет на образование отложений. Микронеровности являются очагами вихреобразования разрыва слоя замедлителями скорости движения жидкости у стенки трубы. Это служит причиной образования центров кристаллизации отложений прилипания кристаллов парафина к поверхности труб блокирования их движения между выступами и впадинами поверхности. В случае когда значение шероховатости поверхности труб соизмеримо с размером кристаллов парафина либо меньше его процесс образования отложений затруднен.

Влияние электризации. Процесс образования АСПО носит адсорбционный характер. Адсорбционные процессы сопровождаются возникновением двойного электрического слоя на поверхности контакта парафина с газонефтяным потоком. При механическом нарушении равновесного состояния данного слоя на поверхности трубы или слоя парафина появляются некомпенсированные заряды статического электричества то есть происходит электризация как поверхности трубы так и поверхности кристаллов парафина что усиливает адгезию парафина к металлу [10].

2. Методы борьбы с АСПО

Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по предупреждению образования отложений и их удалению (рис. 4).

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.

Химические методы базируются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений уменьшающих а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы [3].

Химические реагенты подразделяются на смачивающие модификаторы депрессаторы и диспергаторы [4]:

Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам что создает условия для выноса их потоком жидкости. К ним относятся полиакриламид (ПАА) ИП-1;2;3 кислые органические фосфаты силикаты щелочных металлов водные растворы синтетических полимерных ПАВ.

Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения. Такими свойствами обладают атактический пропилен с молекулярной массой 2000-3000 - низкомолекулярный полиизобутилен с молекулярной массой 8000-12000 алифатические сополимеры сополимеры этилена и сложного эфира с двойной связью тройной сополимер этилена с винилацетатом и винилпиролидоном полимер с молекулярной массой 2500-3000.

Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина что затрудняет их способность к агрегации и накоплению. К известным депрессаторам относятся "Парафлоу АзНИИ" алкилфенол ИПХ-9 "Дорад-1А" ВЭО-504 ТюмИИ "Азолят-7" [1].

Диспергаторы - химические реагенты обеспечивающие образование тонкодисперсной системы которая уносится потоком нефти что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. К ним относятся соли металлов соли высших синтетических жирных кислот силикатно-сульфанольные растворы сульфатированный щелочной лигнин [3]. Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с:

· процессом разрушения устойчивых нефтяных эмульсий;

· защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии;

· защитой от солеотложений;

· процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока.

Разработан достаточно широкий ассортимент химических реагентов для борьбы с АСПО. В настоящее время применяются следующие марки реагентов:

· бутилбензольная фракция (бутиленбензол изопропилбензол полиалкилбензолы). Предложен к использованию СевКавНИПИнефть;

· толуольная фракция (толуол изопентан н-пентан изопрен);

· СНПХ-7р-1 - смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения а также ароматических углеводородов (ОАО "НИИнефтехим" г. Казань);

· СНПХ-7р-2 - углеводородная композиция состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановой фракции (ОАО "НИИнефтехим" г. Казань);

· ХПП-003 004 007 (ЗАО "Когалымский завод химреагентов" г.

Страницы: 1 2