Тепловые методы борьбы с парафиновыми отложениями реферат

Обновлено: 05.07.2024

Выпадение асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО) является основной причиной снижения фильтрационных характеристик призабойной зоны добывающих скважин. Основными параметрами, определяющими выпадение парафиноотложений, являются – давление, температура, скорость фильтрации, газовый фактор, содержание в нефти АСПО, конструкция призабойной зоны и ряд других факторов.

Работа содержит 1 файл

Введение.docx

Присутствие в сточной воде остаточной нефти (после водоподготовки) даже в количестве 30–40 мг/л при ее длительной закачке, также приводит к образованию и накоплению значительного объема АСПО в призабойной зоне нагнетательных скважин.

При транспортировке нефтей, содержащих значительное количество парафинов, смол и асфальтенов, могут возникать затруднения вследствие образования АСПО и повышения вязкости потока.

Общая характеристика АСПО

Под парафиновыми соединениями, выделяющимися из нефти в скважинах в процессе добычи нефти, понимают сложную углеводородную физико-химическую смесь, в состав которой входит целая гамма веществ.

В первую очередь это - собственно парафины, представляющие собой углеводороды метанового ряда от С₁₆Н₃₄ до C₆₄H₁₃₀, а также асфальтосмолистые соединения, силикагелевые смолы, масла, вода, механические примеси.

Содержание отдельных компонентов в парафинистой массе различно и зависит от условий формирования нефтяной залежи и характеристики нефти. Общепринятая по ГОСТ 912-66 технологическая классификация делит нефти по содержанию парафина на следующие виды:

малопарафиновые менее 1,5 % (по массе);

парафиновые от 1,5 до 6 % (по массе);

высокопарафиновые более 6,0 % (по массе).

При этом следует сказать, что наличие парафина независимо от его количества в нефти ставит перед производственниками много технологических и технических задач, связанных с ликвидацией осложнений, вызываемых им.

Парафины в нефти в пластовых условиях находятся в растворенном состоянии. Нефти одного и того же района содержат тем меньше парафина, чем больше в них смолистых веществ. Содержание парафина в нефтях одного и того же месторождения возрастает с глубиной залегания. Температура плавления твердых парафиновых углеводородов тем выше, чем больше их молекулярная масса. Плотность парафинов в твердом состоянии колеблется от 865 до 940 кг/м 3 , а в расплавленном - от 777 до 790 кг/м 3 . Растворимость парафина в органических жидкостях велика, падает с увеличением молярной массы и растет с повышением температуры.

В химическом отношении парафины различаются стойкостью по отношению к разным химическим реагентам. Серная кислота не действует на парафин не только при низких температурах, но и при высоких. Обычные азотная и соляная кислоты, а также щелочи инертны в отношении парафина. Парафин легко окисляется воздухом.

Высокомолекулярные парафины от С₃₇Н₇₄ до С₅₃Н₁₀₈ называемые церезинами, отличаются по своим свойствам от обычных парафинов - имеют более высокую температуру кипения, а также обладают большими молекулярными массами и плотностью.

В состав смолистых веществ входят азот, сера и кислород. Они обладают высокой молярной массой, нелетучи, имеют большую неоднородность. По классификации некоторых ученых к группе смолистых соединений отнесены асфальтены.

В связи с испарением и окислением нефти увеличивается содержание смолистых веществ в ней. Содержание смол возрастает при контакте с краевыми водами. Нефти обводненных скважин оказываются более смолистыми даже в пределах одного и того же месторождения.

Так, например, среднее содержание (%, по массе) асфальтенов в безводных туймазинских нефтях составляет 4,4 - 8,0, в обводненных - 7,8 - 8,3.

Содержание смолистых веществ и парафина связано обратным соотношением.

В нефти содержится небольшое количество асфальтенов (2-5 %). Плотность их колеблется в пределах 1000 кг/м 3 , они хорошо растворяются в бензоле, но нерастворимы в спирте и бензине. Таким образом, состав АСПО зависит от состава нефти и термодинамических условий их образования. В табл. 7.1 приведен состав парафиновых отложений в скважинах Бобровского и Покровского месторождений.

Основными компонентами отложений являются парафины, содержание которых изменяется от 20 до 70 % (по массе), и асфальтосмолистые соединения - от 20 до 40 % (по массе). Температура застывания парафинов на 3 - 10 °С выше температуры застывания отложений и составляет 66 - 75 °С.

Методы борьбы с отложением парафина

Парафиновые отложения представляют собой темную массу от мазеобразной до твердой консистенции: они содержат, кроме парафина, значительное количество смол, масел, воды (в скважинах, дающих обводненную нефть) и минеральных частиц. Отложения парафина в подъемных трубах могут привести к резкому уменьшению их поперечного сечения, в результате чего снижается дебит и уменьшается буферное давление, а затем закупориваются подъемные трубы, после чего прекращается фонтанирование. Таким образом, нормальная эксплуатация фонтанных скважин, в которых добывается парафинистая нефть, невозможна без удаления отложений парафина со стенок труб или без принятия мер, предотвращающих выпадение парафина на стенках.

Добавки в поток химических реагентов способствует повышению дисперсности частиц парафина в нефти. Такими реагентами могут быть нефтерастворимые ПАВ. Применение реагента ХТ-48 показало, что он не полностью предотвращает отложение, хотя и отложения снижается.

При тепловом методе борьбы с отложением парафина проводят периодическую закачку в затрубное пространство скважин горячей нефти (газоконденсата), перегретого пара или паравоздушной смеси. Под действием удаляется вместе с закачиваемой и добываемой жидкостью из подъемных труб, а также из выкидного трубопровода. Механическая очистка подъемных труб выписывается в процессе эксплуатации скважин без их остановки и заключается в соскабливании со стенок труб отложений парафина различными скребками.

Электропрогрев ПЗС не сопровождается внесением в пласт теплоносителя - воды или пара, конденсата, которые могут взаимодействовать с глинистыми компонентами пласта. Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м.

А при закачке теплоносителя радиус зоны прогрева легко доводится до 10 - 20 м, но для этого требуются стационарные котельные установки - парогенераторы. При периодическом электропрогреве ПЗС в скважину на специальном кабеле-тросе спускают на нужную глубину электронагреватель мощностью несколько десятков кВт. Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 - 200 °С, вызывающее образование из нефти кокса.

Одной из разновидностей депарафинизации является применение устройств, располагаемых в области интенсивного парафинообразования.

Практика использования электропрогрева ПЗС показала, что температура на забое стабилизируется через 4 - 5 сут непрерывного прогрева. В некоторых случаях стабилизация наступает через 2,5 сут.

Для очистки подъемных труб от парафина можно применять тепловое воздействие или механическую очистку специальными скребками.

При тепловом воздействии подъемные трубы подогревают паром, горячей нефтью или нефтепродуктами. Трубы пропаривают без остановки фонтана при помощи специальной паровой передвижной установки (ППУ), смонтированной на автомашине Пар от паровой установки подается в затрубное пространство скважины и выходит через подъемные трубы, прогревая их Расплавленный парафин выносится струей нефти на поверхность, при этом расплавляется парафин и в выкидной линии.

Этот метод очистки подъемных труб от парафина применяют в фонтанных скважинах с небольшим затрубным давлением.

Тепловые способы очистки подъемных труб фонтанных скважин от парафина трудоемки и громоздки, так как требуют применения специальных технических средств и дополнительного обслуживающего персонала. Эти способы не предупреждают отложения парафина в трубах. Поэтому они применяются в основном эпизодически, при благоприятных условиях и когда по каким-либо причинам не удается использовать другие более эффективные способы.

До последнего времени преобладал механический способ удаления отложений парафина со стенок подъемных труб, осуществляемый с помощью скребков различной конструкции. Очистка подъемных труб от парафина скребками выполняется в процессе эксплуатации скважины без ее остановки.

К недостаткам механической очистки подъемных труб от парафина следует отнести то, что у каждой скважины приходится иметь дополнительное оборудование, которое необходимо обслуживать и которое является источником дополнительных неполадок при эксплуатации скважин (обрыв проволоки, выход из строя отдельных узлов и т.п.).

При современном развитии автоматизации и телемеханизации на нефтедобывающих предприятиях, когда оборудование и механизмы для добычи нефти должны быть высоконадежны и процессы обеспечены средствами местной автоматики, применение остеклованных труб или труб, футерованных другими покрытиями, наиболее удачно решает проблему устранения отложений парафина в подъемных трубах и поверхностных трубопроводах.

Способы предотвращения парафиноотложения

Для предотвращения парафиноотложения применяют разнообразные композиции химических веществ, существенно различающихся по механизму воздействия на образование смолопарафиновых отложений на поверхности оборудования.

Так, композиции, состоящие в основном из ПАВ являются смачивателями поверхности оборудования и диспергаторами смолопарафиновых составляющих отложений. При постоянной дозировке такого химпродукта в скважину на поверхности оборудования создается гидрофильная пленка, препятствующая формированию на ней отложений. Одновременно такой реагент оказывает диспергирующее действие на твердую фазу смолопарафиновых веществ, что способствует беспрепятственному выносу их потоком жидкости. Для предупреждения отложений парафина применяются химреагенты— депрессаторы, предотвращающие рост кристаллов и образование структур с плотной упаковкой молекул твердых углеводородов.

Отложениям парафина препятствуют также химреагенты— модификаторы, изменяющие кристаллическую структуру парафинов в процессе их фазового перехода. Основное требование успешного применения экспериментально подобранных химреагентов – подача реагента в поток продукции скважины до места начала кристаллизации парафина.

Практика показывает, что для предотвращения отложения парафина при добыче, хранении и транспорте нефти применяются:

· поддержание пластового давления выше давления начала разгазирования;

· добыча нефти в устойчивом турбулентном режиме;

· повышение растворяющей способности нефти за счет использования нефтяных растворителей;

· электромагнитное поле или ультразвук;

Каждый способ предотвращения отложений парафина в процессе добычи нефти имеет свою область эффективного применения.

Ингибиторная защита отличается технологической эффективностью, во многом не зависящей от геолого-физических, гидродинамических и термодинамических условий добычи нефти (при подаче ингибитора до начала кристаллизации парафина).

Химические соединения и химреагенты, используемые в качестве ингибиторов парафиноотложений, по механизму действия можно разделить на группы:

· адгезионного (смачивающего, гидрофилизирующего, покрывающего) действия;

· модифицирующего (депрессорного) действия ;

· моющего (комплексного, многофазного детергентного действия).

Механизм действия ингибиторов адсорбционного действия заключается в гидрофилизации металлической поверхности нефтепромыслового оборудования (труб) полимерным высокомолекулярным полярным адсорбционным слоем. Этот слой является как бы смазкой для неполярной парафиносодержащей нефтяной фазы, обеспечивающей сокращение отложений на поверхности оборудования.

Ингибиторы модифицирующего действия изменяют кристаллическую структуру парафинов в момент возникновения твердой фазы. В результате образуются дендритные недоразвитые кристаллы парафина, структурно несоединенные друг с другом.

Действие ингибиторов моющего типа заключается в следующем:

· ингибитор растворяется в нефти непосредственно или через контакт фаз вода—ингибитор—нефть;

· алкановые блоки ПАВ внедряются в парафиноотложения в момент фазового перехода в твердое состояние и сокристаллизуются с ними;

· гидрофильные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в воде, стенках оборудования;

· гидрофобные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в нефти;

· полярные анионные и катионные группы ПАВ воздействуют на зарождение, рост кристаллов и величину частиц дисперсии асфальтосмолопарафиновых отложений;

· ингибиторы непрочно адсорбируются на металле и легко смываются потоком пластовой воды или нефти;

Накопление парафиновых отложений в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению отборов нефти, уменьшению межремонтного периода (МРП) работы скважин и эффективности работы насосных установок. Многолетняя практика эксплуатации скважин, добывающих парафинистую нефть, показала, что без проведения работ по предотвращению и удалению парафинистых отложений в трубопроводах и нефтепромысловом оборудовании, подъемных трубах, выкидных линиях и промысловых емкостях нельзя эффективно решать вопросы оптимизации добычи и сбора нефти. В этих условиях актуальной становится разработка новых технических средств и методов, направленных на предотвращение отложений в глубинно-насосном оборудовании, колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), промысловых трубопроводах систем нефтесбора. Одним из перспективных методов борьбы с отложениями парафинов является применение магнитной обработки продукции скважин.

Содержание

Прикрепленные файлы: 1 файл

Курсовая.doc

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

Для специальности: 130503 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Руководитель проекта: __________ Филатов Н.Н.

Исполнитель работы:___________ _ Политова Н.В.

Оценка за работу:_______________

В настоящее время развитие нефтяной промышленности обусловлено значительными осложнениями при разработке нефтяных месторождений. Процессы добычи, сбора и подготовки нефти, осложняются комплексом проблем, связанных с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) и солеотложениями, коррозионным разрушением оборудования, образованием стойких нефтяных эмульсий и др. Наиболее остро на месторождениях Южно-Тургайского прогиба стоит проблема борьбы с парафиновыми отложениями. Накопление парафиновых отложений в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению отборов нефти, уменьшению межремонтного периода (МРП) работы скважин и эффективности работы насосных установок. Многолетняя практика эксплуатации скважин, добывающих парафинистую нефть, показала, что без проведения работ по предотвращению и удалению парафинистых отложений в трубопроводах и нефтепромысловом оборудовании, подъемных трубах, выкидных линиях и промысловых емкостях нельзя эффективно решать вопросы оптимизации добычи и сбора нефти. В этих условиях актуальной становится разработка новых технических средств и методов, направленных на предотвращение отложений в глубинно-насосном оборудовании, колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), промысловых трубопроводах систем нефтесбора. Одним из перспективных методов борьбы с отложениями парафинов является применение магнитной обработки продукции скважин. По сравнению с химическими методами он имеет одно большое преимущество, все более актуальное в последнее время - экологическую безопасность.

Для борьбы с парафиновыми отложениями применяют различные способы: применение скребков, обработка скважин горячей нефтью и водой, промывка дистиллятом, органическими растворителями, водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ), электропрогрев скважины, магнитная обработка и ингибирование добываемой скважинной продукции, применение углеводородоокисляющих микроорганизмов и т.д. Однако все известные методы борьбы с отложениями парафинов ограничиваются в зависимости от условий конкретных месторождений. Например, биотехнологический метод ограничивается высокими пластовыми давлениями и газовыми факторами, повышенным содержанием сероводорода в нефти и температурой выше 40-50°С и рекомендуется для скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами. Магнитная обработка имеет свои требования к применяемой среде, такие как газовый фактор (20 - 300 мЗ/мЗ), наличие в скважинной продукции микропримесей ферромагнитных частиц железа, содержания асфальтенов и смол не меньше содержания парафина в нефти и т.д. Электрические методы имеют довольно сложное наземное оборудование для подачи электроэнергии в подземное нагревательное оборудование.
Но все же, проблема борьбы с парафиновыми отложениями на промыслах остается актуальной и требует дальнейшего усовершенствования методов по ее разрешению.

1. Общие сведения о парафинистых нефтях и их свойствах.

Нефть состоит из парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов. Углеводороды парафинового ряда находятся в нефтях в газообразном (от С до СД), жидком (от Cs до C\s) и твердом (от Cie) состояниях. Твердые углеводороды представляют собой парафины, смолы, асфальтены и церезины. В зависимости от количества содержащихся твердых углеводородов парафинов, нефти подразделяются на следующие группы:
1) Беспарафинистые с количеством парафина менее 1,5%;

2) Слабопарафинистые, содержащие от 1,5 до 6 % парафина;

3) Парафинистые с содержанием парафина выше 6 %.

2. Причины и условия образования парафиновых отложений.

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются асфальто-смоло-парафиновые отложения (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.

Рис. 1 - Асфальтосмолопарафиновые отложения в НКТ

Парафины - углеводороды метанового ряда от С16Н34 до С64Н130. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на (ГОСТ 912-66):

1)малопарафиновые - менее 1,5% мас.;

2) парафиновые - от 1,5 до 6% мас.;

3) высокопарафиновые - более 6 % мас..

Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе. Высокомолекулярные парафины - церезины (от С37Н74 до С53Н108) отличаются более высокой температурой кипения, большей молекулярной массой и плотностью.

Известны две стадии образования и роста парафиновых отложений. 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 парафиновых отложений оказывают существенное влияние:

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 парафиновых отложений 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. Как показывает практика, 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, что характер распределения парафиновых отложений в трубах различного диаметра примерно одинаков. Толщина отложений постепенно увеличивается от места начала их образования на глубине 500-900м и достигает максимума на глубине 50-200м от устья скважины, затем уменьшается до толщины 1-2 мм в области устья (рис. 2).

Рис. 2 - Отложение АСПО по глубине скважины

Анализ состава АСПО, отобранных на различных глубинах скважин, показал, что на глубине более 1000м содержится больше асфальто-смолистых веществ, чем парафинов. 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).

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

Чем ближе к устью скважины, тем в составе АСПО больше церезинов, и, соответственно, тем выше структурная прочность отложений.

3. Методы борьбы с парафиновыми отложениями в нефтегазодобывающей промышленности.

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.

ГОСТ

Обзор основных тепловых технологий борьбы с парафинами

Тепловые методы борьбы с парафинами – это методы борьбы с парафинистыми отложениями, которые основаны на способности парафинов плавиться при температуре выше 500 градусов по Цельсию и стекать с подогретой поверхности.

Для создания требуемой температуры необходим источники тепла, который возможно поместить в зону парафинистых отложений или способный вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины. Сейчас на нефтяных месторождениях Российской Федерации используются следующие технологии:

Применение специальных реагентов, при взаимодействии которых протекают экзотермические реакции.
Применение в качестве источника тепла горячих воды или нефти.
Применение в качестве источника тепла горячего острого пара.
Применение электродепарафинизаторов, которые осуществляют подогрев нефти в скважине.
Применение электрических печей скважинного и наземного исполнения.

Экзотермическая реакция – это химическая реакция, которая сопровождается выделением тепла.

Основные тепловые методы борьбы с парафинистыми отложениями

Основные тепловые методы борьбы с отложениями парафина:

Прогрев скважины горячей нефтью
Прогрев скважины горячей водой.
Использование в качестве источника тепла горячего острого пара.

Готовые работы на аналогичную тему

Рисунок 1. Схема установки ППУ-3М. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

1 – емкость с водой; 2 – кузов; 3 – парогенератор; 4 – рама; 5 – приводная группа; 6 – питательный насос.

При работе установки подогретая воды подается в парогненратор, где и превращается в пар. Для защиты используемого оборудования перед парогенератором устанавливают вентиль и клапан, а на выходе монтируются сепаратор и предохранительный клапан. Эксплуатация установки предполагает строгий контроль уровня жесткости используемой воды, обязательное использование специальных фильтров и контроль толщины накипи. Подогрев паром также используется для очистки от парафинистых отложений манифольдов, вне зависимости от способа добычи нефти.

Полностью запарафиненные трубы поднимают на поверхность и очищают при помощи пропарки на мостках. Для девонских фонтанных скважин самый лучший эффект очистки распространяется на глубину до 300 – 400 метров. На больших глубинах эффект ухудшается, что связано с большими потерями тепла через обсадные колонны в горные породы. Максимальная глубина нагрева составляет 600 – 800 метров.

Электронагрев

Для нагрева призабойной зоны скважины на определенной глубине используются электронагреватели. Они представляют собой герметичный кожух, в котором установлены электронагревательные компоненты. Для улучшения теплопередачи внутреннюю полость нагревателя заполняют окисью магния. Мощность таких нагревателей обычно составляет 10,5, 21 или 25 киловатт. В скважине электронагреватели устанавливаются при помощи кабель-троса, который имеет три сигнальные и три силовые жилы. Глубинные электронагреватели представляют из себя цилиндр, диаметр которого 140 миллиметров, а длина достигает 3000 миллиметров. Данные нагреватели состоят из кожуха, головной части, нагревательных элементов и хвостика.

Для успешной и правильной работы внутрискважинного электронагревателя на поверхности, рядом с скважиной, устанавливаются станция управления и повышающий трансформатор. Функции станции управления заключаются в защите оборудования в случае короткого замыкания или обрыва одной из фаз, а также контроле режима функционирования электронагревателя.

Электрический ток давно применяется на месторождениях для борьбы с отложениями парафина. Сначала использовался сердечник, на который подавался ток от источника. Позже использовались специальные электрические печи. Но такой способ не нашел широкого применения из своей низкой степени надежности. В настоящее время широко и часто используется метод нагрева при помощи специальных кабелей. Во время подготовки выявляют зона образования парафина. После этого высчитывают необходимую длину кабеля и температуру нагрева, учитывая скорость нефтяного потока и содержание парафина в транспортируемой нефти. Такой метод очистки позволяет производить ее непрерывно.

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо- и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.

Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти.

Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. В зависимости от условий кристаллизации состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси.

На интенсивность парафиновых отложений оказывает влияние обводненность продукции в скважинах.

АСПО снижают производительность скважин, увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО – актуальная задача при интенсификации добычи нефти.

Методы борьбы с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже образовавшихся осадков.

Предупреждение образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов, а также введением в поток добываемой нефти различных ингибиторов.

Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, тепловой и химической обработкой продукции скважин.

2. Исходные данные

2.1 Орогидрография

Западно – Лениногорская площадь является частью нефтяного месторождения платформенного типа с углами падения 0°09¢ -0°17¢, в тектоническом отношении приурочена к структурному элементу второго порядка. Самые высокие абсолютные отметки залегания кровли пашийского горизонта отмечаются в северной части площади 1441,6 м. В южном направлении наблюдается пологое погружение слоев. Минимальные абсолютные отметки кровли горизонта Д₁ составляют 1482 м. В географическом отношении площадь расположена на пересеченной балками и оврагами местности. Климат резко континентальный. Суровая холодная зима с сильными ветрами, буранами и жаркое лето.

Средняя январская температура колеблется от-13 °С до -14,5°С. Минимальная температура иногда -45 °С, максимальная температура достигает +38 ° С. Средняя июльская температура колеблется от +18,5 °С до +19,5 °С.

2.2 Стратиграфия

Наиболее возвышенная часть купола Ромашкинская вершина, являющаяся крупной структурой блокового строения и оконтуривается изогипсой 1500 м и имеет высоту около 50 м. Восточная часть вершины характеризуется наличием наиболее возвышенных участков.

Сложным строением отличается юго-восточный склон купола. Для западного склона преобладающим является меридиональное простирание структурных форм. Меньшей расчлененностью отличаются северный и северо – восточный склоны.

Анализ структурных поверхностей маркирующих горизонтов палеозоя дал

возможность выделить по разрезу до 6 структурно-тектонических комплексов или этажей СТЭ. Первый этаж отложения Эйфельского и Живетского ярусов среднего и нижнефранского подъяруса верхнего девона.

Верхняя граница второго этажа проводится по кровле тульского горизонта. Третий этаж – Верейского горизонта. Четвертый этаж – Верхнего карбона. Пятый этаж – отложения нижнего отдела перми. Шестой этаж – отложения верхнего, с проведением границ соответственно по кровле уфимских и татарских отложений. В тектоническом строении структурных этажей присутствует закономерное изменение и усложнение вверх по разрезу строения отложений и рельефа их структурных поверхностей.

Основным эксплуатационным объектом Западно-Лениногорской площади являются отложения пашийского горизонта франкского яруса верхнего девона. Продуктивные отложения пашийского горизонта Д₁ являются основными промышленными объектами Ромашкинского месторождения. Пашийский горизонт является многопластовым объектом. Пашийский горизонт индексируется как Д1. Он сложен в основном мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с переслаиванием аргиллитами и глинистыми алевролитами. Песчаники кварцевые, алевритистые, светло-серые или буровато-серые до темно-коричневых в зависимости от нефтенасыщения. Алевролиты серые, песчаные, слоистые, что связано с сортировкой обломочного материала по величине зерен. Толщина горизонта достигает 42,5 м, нефтенасыщенная – 8,2 м.

Пласт ²б² – маломощный, средняя толщина прослоев пласта пачки²б² в основном равна 2–3 м. Доля толщины менее 3 м. составляет 63,3%. Пласт содержит 11,5% извлекаемых запасов горизонта Д.

Пласт «г " в основном состоит из песчанников. По своим коллекторским свойствам это лучший из пластов горизонта Д . Средняя толщина пласта 4–6 м. Пласт содержит 19,3% извлекаемых запасов.

2.3 Тектоника

Ромашкинское месторождение, по поверхности кристаллического фундамента представляет собой, ассиметричное поднятие широтного простирания с относительно слабым расчленением на возвышенности и углубления различной амплитуды. Оно структурно приурочено к сводовой части южного купола, представляющего собой крупное платообразное поднятие изометричной формы размером около 100 * 100 км, которое ограничено с запада Алтунино-Шунакским, с востока – Уральским прогибами и структурными уступами: Сакловским на севере и Бугульминским – на юге.

2.4. Коллекторские свойства пластов

Благоприятными условиями для накопления и сохранения нефти и газа в горных породах является наличие пустот в породе, которые могут занимать нефть и газ, и залегание пород в виде геологических структур, препятствующих рассеиванию нефти и газа. Если горная порода обладает свойствами, которые обеспечивают, подвижность нефти и газа в ее пустотном пространстве, следовательно возможность их извлечения, то она является коллектором. Все горные породы могут быть коллекторами нефти и газа, но лишь 1% запасов нефти и газа приурочен к магматическим и метаморфическим породам. В основном скопления нефти и газа приурочены к осадочным породам. 85–95% осадочного комплекса земной коры представляют терригенные породы, состоящие из обломочного материала (пески, песчаники, известняки, алевриты, глины, аргелиты и др.). Коллекторские свойства горных пород обуславливаются наличием в них пустот (пор, трещин и каверн). Литолого-петрографическая характеристика коллектора представлена в Таблице 1.

Механизм образования асфальто-смоло-парафиновых отложений на поверхности нефтепромыслового оборудования. Физические свойства твердых парафиновых углеводородов. Типы и виды АСПО в зависимости от состава, их влияние на работу подземного оборудования.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	реферат
Язык	русский
Дата добавления	29.12.2010
Размер файла	24,1 K

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Причины образования АСПО, запарафинивания нефтепромыслового оборудования и влияние АСПО на работу подземного оборудования

Механизм образования АСПО на поверхности нефтепромыслового оборудования

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются АСПО (рис. 3.1). 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.

Асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО) образованы в основном парафинами, смолами и асфальтенами, которые в условиях пласта коллоидно растворены в нефти.

Таблица 3.1. Физические свойства твердых парафиновых углеводородов

В группу парафинов входят твёрдые углеводороды от С₁₇Н₃₆ до С₇₁Н₁₄₄. Плотность парафина в твёрдом состоянии колеблется в пределах от 865 до 940 кг/м 3 . Чистые парафины - белые кристаллические вещества, которые при определённых термодинамических условиях переходят в жидкое состояние. Физические свойства парафинов представлены в Таблице 3.1.

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

Высокомолекулярные парафины - церезины (от С₃₇Н₇₄ до С₅₃Н₁₀₈) отличаются более высокой температурой кипения, большей молекулярной массой и плотностью.

Смолы представляют собой полициклические соединения, молекулы которых, кроме углерода и водорода, содержат атомы кислорода, серы, азота. В нефти такие соединения обладают поверхностно-активными свойствами и оказывают влияние на начало кристаллизации и рост кристаллов парафина. Так, при концентрации смол 4% температура застывания нефти понижается на 2 С.

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.

Асфальтены также представляют собой полициклические гетероатомные соединения, имеют большую молекулярную массу. Поверхностная активность асфальтенов в 8 раз выше смол. Эффективная концентрация асфальтенов, влияющих на кристаллизацию парафина, составляет 0.5%.

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.

Наличие в нефти частиц песка, глины и других механических примесей способствует упрочнению АСПО, зачастую выступая центрами кристаллизации парафина.

Вода, содержащаяся в нефти в микроколичестве, понижает растворимость парафина и повышает температуру начала его осаждения. Присутствие в нефти эмульгированной воды (в виде тонкой дисперсии) оказывает на парафин действие, аналогичное механическим примесям, а также повышает вязкость нефти. При обводненности нефти близкой к точке инверсии фаз (около 60% воды), когда вода становится сплошной фазой, она становится по отношению к АСПО отмывающим агентом.

Состав АСПО зависит в определённой степени от свойств и состава исходной нефти, а также от места отложения по пути движения нефти. В пределах одного нефтедобывающего региона и даже отдельного месторождения состав АСПО меняется в широких пределах. Нефти многих месторождений могут содержать в своём составе от следов до 30% и более смоло-парафиновых веществ. Количество растворённого парафина в нефтях бывает различно. В зависимости от содержания парафина нефти разделяются на парафинистые (более 2% парафина), слабопарафинистые (от 1 до 2% парафина) и беспарафинистые (менее 1% парафина). Точное знание состава АСПО имеет практическое значение для выбора методов борьбы с ними, в частности для подбора ингибиторов парафиноотложений. В зависимости от состава АСПО подразделяются на типы и виды (табл. 3.2.):

АСПО растворяются в нефти при температуре выше температуры их плавления, а при низкой температуре выкристаллизовываются из нефти. При температуре ниже 10 о С происходит полное осаждение парафинов из нефти.

Таблица 3.2. Типы и виды АСПО в зависимости от состава

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

Содержание механических примесей, %

асфальтный отложение парафиновый подземный

Растворимость парафина зависит от его температуры плавления, теплоты растворения и температуры среды. Первые два фактора практически постоянные величины. Переменной, т.е. определяющей растворимость парафина величиной, является температура нефти. Понижение температуры нефти при движении её вверх по лифту скважины зависит от теплоотдачи через стенки труб. Последние являются важным фактором в механизме формирования центров выпадения парафина, так как на их поверхности происходит переохлаждение нефти. В связи с тем, что теплоизоляция лифтовых труб практически не осуществляется, понижение температуры нефти при её подъёме и выпадение твёрдой фазы неизбежны и уже при незначительном понижении температуры относительно температуры плавления резко снижается растворимость.

На кристаллизацию парафина из нефти оказывает влияние понижение пластового давления. Разгазирование, приводящее к снижению содержания лёгких фракций с одновременным понижением температуры приводит к перенасыщенности нефти парафином, что ускоряет образование центров кристаллизации, рост и агломерацию кристаллов.

В кристаллическом состоянии алкановые (парафиновые) углеводороды обладают полиморфностью (переходят из гексагональной структуры в ромбическую), определяемой как молекулярной массой, так и температурой застывания. Температура перехода парафина из гексагональной формы в ромбическую 30…33 о С, что соответствует температуре кристаллизации парафиновых углеводородов в нефти. Парафины гексагональной формы отличаются мягкой, пластичной консистенцией, что способствует слипанию кристаллов. С переходом в ромбическую форму кристаллы парафина становятся твёрдыми и хрупкими.

Молекулярное взаимодействие смол, асфальтенов и парафина при переходе их из жидкого состояния в твёрдое приводит к образованию сложной аморфно-кристаллической структуры в нефти.

Продукция скважин является многофазной системой и содержит газ, жидкость (нефть, воду) и твёрдую фазу (парафин). Периодическое воздействие отдельных фаз на стенки оборудования (например, в затрубном пространстве скважин) приводит к интенсивному отложению парафина, что обусловлено местным перенасыщением нефти по парафину.

Отложение парафина в призабойной зоне связано с разгазированием нефти, а в местах застоя или емкостях - с отстоем дисперсной фазы.

По высоте лифта и сечению труб происходит относительное разделение АСПВ, так что с удалением от забоя и стенок труб содержание асфальтенов и смол преимущественно уменьшается, а парафина - увеличивается.

Находящиеся в нефти АСПВ могут выпадать в призабойной зоне пласта, на различных участках внутрискважинного и наземного оборудования, а также в коммуникациях. Толщина отложений и содержание в них парафина увеличивается по мере приближения к устью скважины. Это происходит по следующей причине. Пока в пласте и далее по лифту давление будет падать от первоначального пластового до давления насыщения (Р_нас). смесь углеводородов будет находиться в однофазном жидком состоянии. Как только в лифте давление станет ниже Р_нас начнётся процесс выделения газа. Дальнейшее снижение давления приведёт к увеличению объёма газовой фазы и созданию критических условий, при которых начнут выделяться и твёрдые углеводороды (парафины). Объём осажденного парафина будет непрерывно возрастать от точки, в которой давление и температура имеют критические значения до максимума на устье. Количество АСПО по мере приближения к устью скважины будет также возрастать за счёт более интенсивного перехода его в твёрдую фазу из жидкой и за счёт привноса его на оболочках газовых пузырьков из нижних слоёв движущейся нефти, где он выкристаллизовался. Это происходит благодаря наличию относительного движения газа, который движется быстрее, чем жидкость. Точки начала выделения газа (Р_нас) и начала выделения твёрдой фазы (Р_кр, Т_кр) могут находиться на различной глубине в зависимости от технологического режима работы скважины, забойного (Р_заб) и устьевого (Р_уст) давлений. Снижение Р_заб и Р_уст приводит к началу образования газовой фазы в более низких точках НКТ. При этом увеличится длина участка подъёмных труб, на котором будет располагаться АСПО. Известно, что АСПО откладываются неравномерно по всей длине НКТ, увеличиваясь от места начала кристаллизации вверх. Кроме того, температура плавления отлагающегося парафина уменьшается снизу вверх, т.е. в нижней части выпадают кристаллы более тугоплавких парафинов, а в верхней - менее термостойкие парафины, что необходимо учитывать при проведении технологических обработок.

Интенсивность отложения парафина в подъёмных трубах зависит от следующих факторов.

Шероховатость стенок труб, способствующая выделению газа из нефти и её охлаждению. В результате растворимость парафина в нефти ухудшается и скорость образования отложений увеличивается. Однако увеличение скорости потока газожидкостной смеси может несколько замедлить рост парафиновых отложений.

Растворяющая способность нефти по отношению к парафинам. Установлено, что в тяжёлых нефтях растворимость парафина снижается. Поэтому интенсивность отложения парафина в таких нефтях повышается.

Концентрация парафиновых соединений в нефти. Чем выше эта величина, тем интенсивнее откладывается на стенках труб парафин.

Температура кристаллизации парафинов.

Наличие механических примесей. Интенсивность образования кристаллов парафина в нефти увеличивается, если в жидкости имеются механические примеси, которые являются центрами кристаллизации.

Темп снижения давления в потоке нефти. Чем больше перепад давления, тем интенсивнее происходит выделение газа из нефти, способствующее понижению температуры нефтегазового потока. Скорость нефтегазового потока. Установлено, что чем ниже скорость потока, тем больше толщина отложения парафина.

Наличие в нефти воды. Поверхность металла лучше смачивается водой, чем нефтью. Поэтому между основным потоком, содержащим парафины, и поверхностью подъёмных труб образуются тонкие гидратные слои, препятствующие отложению АСП.

Общая схема образования АСПО и засорения оборудования представлена в таблице 3.3. обобщены условия образования, характеристика основных типов АСПО и методы предотвращения засорения ими нефтепромыслового оборудования.

Читайте также: