Методы предотвращения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений при добыче и транспортировке нефти - Студенческий научный форум

XII Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2020

Методы предотвращения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений при добыче и транспортировке нефти

Ворона А.А. 1
1Тюменский индустриальный университет
 Комментарии
Текст работы размещён без изображений и формул.
Полная версия работы доступна во вкладке "Файлы работы" в формате PDF

АСПО

Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) (англ. Heavy oil deposites, asphaltene sediments) — тяжелые компоненты нефти, отлагающиеся на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования и затрудняющие его добычу, транспорт и хранение.

Состав и структура АСПО:

Парафиновые отложения в реальных нефтепромысловых системах никогда не состоят на 100 % из парафинов, а представляют собой смесь парафинов (20–70 % масс.), нефти (до 45 % масс. и более), смолисто-асфальтеновых веществ (20–40 % масс.), силикагелевых смол, масел, воды и механических примесей. В нефтегазовой отрасли России такие отложения принято называть асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО).

Если же основными тяжелыми компонентами АСПО являются асфальтены, а не парафины, следует говорить об «асфальтеновых» АСПО. Но в данной работе я затрагиваю исключительно «парафиновые» АСПО.

Парафины – твердые при нормальной температуре углеводороды, содержащиеся в нефти в растворенном или, в зависимости от температуры, кристаллическом состоянии, и представляющие собой смесь предельных углеводородов (алканов) С16–С70, состоящих из нормальных алканов С16–С40, известных как парафины, изопарафиновых углеводородов и нафтеновых углеводородов С30–С70.

Образование АСПО:

Содержащиеся в нефти парафины могут выделяться из нее кристаллизацией при температуре, ниже определенной, – температуре начала кристаллизации

парафинов ТНКП. ТНКП зависит от химического состава нефти и от молекулярной массы растворенных в этой нефти парафинов. Когда температура нефти становится ниже ТНКП, первыми начинают кристаллизоваться парафины с более высокой молекулярной массой, т.е. церезины.

На кинетику образования кристалов АСПО могут влиять ряд факторов: – 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).

В призабойной зоне пласта (ПЗП) перечисленные факторы меняются непрерывно от периферии к центральной области в скважине, а в самой скважине – от забоя до устья, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.

Отложение парафинов на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) добывающих скважин вызывает уменьшение внутреннего диаметра НКТ и, как следствие, снижение количества жидкости, добываемого скважиной вплоть до полной ее остановки в результате образования в НКТ глухой парафиновой пробки. Отложение парафинов может происходить не только в добывающих скважинах, но и в любом месте нефтепромысловых систем, где температура нефти ниже ТНКП: в трубопроводах систем сбора нефти (ССН), транспортирующих обводненную нефть от кустов скважин к пунктам сбора, в межпромысловых трубопроводах, транспортирующих обводненную или частично подготовленную нефть от одних пунктов сбора до других, в трубопроводах, транспортирующих подготовленную нефть до товарных парков, в аппаратах установок подготовки нефти, в резервуарах промысловых сборных пунктов и товарных парков. Отложение парафинов в трубопроводах приводит к снижению их производительности (пропускной способности) и возрастанию давления в голове трубопровода. Отложения парафинов в резервуарах (как правило, на дне) за 3–5 лет могут достигать 1,5–2,0 м в высоту (Западная Сибирь), существенно уменьшая полезный объем резервуаров.

Методы предотвращения образования АСПО.

Методы предотвращения образования АСПО в скважинах делятся на две группы – применение специальных НКТ и использование ингибиторов парафиноотложений.

Специальные НКТ – это НКТ с различными покрытиями внутренней поверхности, снижающими шероховатость и уменьшающими прилипание (адгезию) АСПО. Чем более гладкой является внутренняя поверхность НКТ, тем хуже будут сцеплены с ней АСПО и тем больше вероятность, что АСПО будут сорваны потоком. Для уменьшения адгезии АСПО внутреннюю поверхность НКТ покрывают эмалями, эпоксидными покрытиями, стеклом, различными лакокрасочными материалами. Применение труб с указанным покрытием значительно (в 4–6 раз) увеличит межочистной период и повысит межремонтный период работы скважин. К специальным НКТ относятся и термоизолированные НКТ. В результате применения ТЛТ температура на устье скважины увеличиться на 13-15 °С а межочистной период увеличиться в 3-4 раза.

Ингибиторы парафиноотложений при правильном их выборе и применении являются действенным средством предотвращения образования АСПО в скважинах. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела фаз: нефть-поверхность металла трубы, нефть-дисперсная фаза.

В настоящее время ингибиторы АСПО условно разделяют на группы по

предполагаемому механизму действия

Смачиватели- ингибиторы, которые адсорбируются на поверхности и образуют гидрофильную пленку, препятствующую адгезии гидрофобных кристаллов парафина к внутренней поверхности труб, они состоят из полиакриамида, кислых органических фосфатов, силикатов щелочных металлов и водных растворов синтетических полимерных ПАВ.

Диспергаторы – ингибиторы, которые воздействуют на процесс кристаллизации твердых компонентов нефти на макромолекулярном уровне с образованием адсорбционного слоя из молекул реагента на мелких зародышевых кристаллах углеводородов, препятствуя их слипанию. Они состоят из солей металлов, солей высших СЖК, силикатно-сульфенольных растворов и сульфатированног щелочного лигнина.

Модификаторы - ингибиторы, которые изменяют форму и поверхностную энергию кристаллов парафина, в результате этого снижается склонность кристаллов к взаимному объединению или присоединению к стенкам трубы. Они состоят из атактического полипропилена, низкомолекулярног полиизобутилента, сополимеров этилена и сложных эфиров и тройного сополимера этилена с винилацетатом и винилпироллидоном.

Депресоры – ингибиторы, которые адсорбируются на кристаллах парафина, что затрудняет способность последних к агрегации и накоплению. молекулы депрессора углеводородной среде сцепляются своими полярными концами, образуя мицеллы. Они состоят из сополимеров этилена с винилацетатом (ВЭС),

полиметакрилатов, парафлоула и алкилфенолов.

Реагенты комплексного действия – ингибиторы, которые проявляют комплексное действие. Они состоят из реагентов марки СНПХ и композиции присадок.

Подачу ингибиторов в добывающие скважины (обработки скважин ингибиторами) осуществляют следующими способами.

1. Периодическое нагнетание раствора ингибитора в призабойную зону продуктивного пласта (ПЗП). В дальнейшем при работе скважины ингибитор постепенно «вымывается» из ПЗП добываемой жидкостью и вместе с ней поступает в подземное оборудование скважины, предотвращая образование АСПО. ПЗП используют как естественный дозатор.

2. Периодическая подача раствора ингибитора в кольцевое пространство между обсадной колонной и НКТ (затрубное пространство скважины или затруб). Раствор ингибитора, более тяжелый, чем находящаяся в затрубном пространстве газированная жидкость, опускается до приема насоса или НКТ, частично разбавляясь жидкостью затрубного пространства и, смешиваясь с добываемой жидкостью, поступает в насос и НКТ. Дозатором является затрубное пространство скважины.

3. Постоянная подача ингибитора на прием насоса с помощью ДУ и специальных трубок, которые при подземном ремонте устанавливают с внешней стороны НКТ от устья скважины до приема насоса, выводят из скважины через фонтанную арматуру и подключают к насосу ДУ.

Технология обработки скважины методом нагнетания раствора ингибитора в ПЗП включает следующие основные операции:

выбор ингибитора и определение его концентрации, обеспечивающей в данной системе необходимый защитный эффект;

расчет массы ингибитора для нагнетания в ПЗП, расчет объема нефти для приготовления 10–15 %-ного раствора ингибитора и расчет объема нефти, нагнетаемой в ПЗП после раствора ингибитора;

спуск технологических НКТ на 2–3 м выше кровли интервала перфорации; – определение приемистости пласта: если она менее 100 м3 /сут, то нагнетание раствора ингибитора в ПЗП проводить не следует;

приготовление 10–15 %-ного раствора ингибитора в бойлере или мерной емкости агрегата ЦА-320;

нагнетание раствора ингибитора в ПЗП (при закрытом затрубе) агрегатом ЦА-320;

продавка раствора ингибитора в пласт нефтью (при закрытом затрубе) агрегатом ЦА-320;

реагирование (скважину закрывают на 2–4 ч для того, чтобы ингибитор частично адсорбировался на породе пласта);

подъем технологических НКТ и спуск подземного оборудования;

запуск скважины и вывод ее на рабочий режим.

Технология периодической подачи раствора ингибитора в затрубное пространство скважин состоит из следующих основных операций:

выбор ингибитора и определение его концентрации, обеспечивающей в данной системе необходимый защитный эффект;

расчет массы ингибитора для подачи в затрубное пространство скважины и расчет объема нефти для приготовления 10–15 %-ного раствора ингибитора парафиноотложений;

приготовление раствора ингибитора в бойлере или мерной емкости агрегата ЦА-320;

подача раствора ингибитора в затрубное пространство скважин агрегатом ЦА-320 без остановки УЭЦН.

Эффективность ИПО при периодическом нагнетании раствора ингибитора в ПЗП или при периодической подаче раствора ингибитора в затруб определяют периодически спуская в НКТ шаблон или анализируя параметры работы скважин.

Для удаления АСПО используют следующие (основные) методы:

механический – очистка скребками различных конструкций с ручными или механизированными лебедками;

тепловые (термические) – промывка горячей нефтью, промывка горячей водой с добавлением поверхностно-активных веществ (ПАВ), прогрев НКТ паром, использование стационарно установленных (проточных) или погружных электронагревателей;

химические – использование углеводородных растворителей (нафтеновые растворители: нефрасы, ароматические углеводороды, нефтяные дистилляты, газовый бензин и др.) и моющих составов на водной основе с добавлением ПАВ;

физические – использование ультразвука (стационарно установленные или погружные излучатели) или высокочастотного электромагнитного поля.

Список использованой литературы :

Нефтепромысловая химия. Практическое руководство.Маркин А.Н.Низамов Р.Э.Суховерхов С.В.

Нефтегазовае дело 2011 г.2-ой номер. АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ В ПРОЦЕССАХ ДОБЫЧИ, ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ Иванова Л.В. , Буров Е.А., Кошелев В.Н.Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

РАЗРАБОТКА ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ. Рогачев М.К., Хайбуллина К.Ш

ПРИМЕНЕНИЕ МОДЕЛИ ЭФФЕКТИВНОЙ СРЕДЫ ТЕПЛОПРОВОДНОСТИ ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ ВЫПАДЕНИЯ АСПО В МОРСКИХ НЕФТЕПРОВОДАХ И.И. Хасанов, Р.А. Шакиров, Т.Д. Гильмутдинов

Просмотров работы: 87