Парафиноотложение при добыче нефти

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

В мировой практике добычи нефти проблема борьбы с отложениями парафина возникла более ста лет назад. Однако только в последние десятилетия в связи с открытием и вводом в эксплуатацию крупнейших месторождений парафинистой нефти в нашей стране, а также ряда месторождений за рубежом проблема борьбы с отложениями парафина в промысловом оборудовании приобрела особенно острый характер. Применявшиеся в промысловой практике механические, тепловые и другие средства борьбы с отложениями парафина, обусловливая возможность добычи нефти (с большими издержками), в настоящее время превратились по существу в преграду на пути прогресса в обустройстве нефтяных промыслов, повышения производительности труда и культуры производства.

1. Парафиноотложение при добыче нефти

Парафинами называются углеводороды метанового ряда, начиная с С16Н34 до С64Н130. Парафин в природных условиях встречается в нефтях и озокеритах. В нефтях он находится в растворённом и во взвешенном состоянии в виде отдельных кристаллов.

Очищенный парафин белого цвета, не имеет запаха и представляет собой кристаллическую массу. Удельный вес очищенного парафина 0,907 - 0,915, неочищенного 0,881 - 0,905. Температура плавления парафина зависит от его молекулярного веса и находится в пределах от 49 до 60 0С, что соответствует молекулярному весу парафина, примерно равному 390 - 430. При более низкой температуре он находится в твёрдом состоянии. Растворимость парафина в нефтяных дистиллятах обычно падает с увеличением молекулярного веса дистиллята и растёт с повышением его температуры.

В химическом отношении парафин является весьма стойким по отношению к различным химическим реагентам. При обыкновенной температуре парафин также устойчив к различным кислотам и щелочам.

Опыт механизированной эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях показывает, что в течение некоторого времени, исчисляемого от 1 до 4 месяцев, на поверхности промыслового оборудования образуются отложения парафина. Вязкое вещество темного цвета покрывает толстым слоем седла клапанов, шарики, полость плунжера и пр. Аналогичные отложения происходят и в призабойной зоне пласта, о чем свидетельствуют факты постепенного снижения продуктивности скважин. Условия образования отложений в пласте многообразнее, не всегда поддаются классификации.

Образование стойких эмульсий в скважинах в совокупности с выпадением парафина в пласте приводит к значительному снижению добычи нефти. Основной причиной является наличие воды и движение (скольжение) нефти относительно воды.

Образованию отложений при добыче нефти способствует повышение концентрации парафиновых соединений на поверхности капель нефти. При подъеме нефти с водой по стволу скважины происходит стабилизация поверхностной пленки и их охлаждение, что сопровождается аномальным повышением вязкости поверхностной пленки капли нефти. В результате поверхностный слой приобретает липкость и легко откладывается из-за своей активности на поверхности нефтепромыслового оборудования.
Причины образования отложений обусловлены концентрированием парафина на поверхности всплывающих капель нефти. Основная масса сырых нефтей состоит из неполярных и малополярных компонентов. Полярные соединения (гетероциклические соединения) определяют активность нефти. Общепризнанным считается малая активность Ромашкинской нефти. Однако образование в скважине вязких отложений, для разрушения которой предпринимаются различные технические ухищрения, свидетельствует об обратном. Считается, что в образовании этих отложений основная роль принадлежит дисперсионным силам. Последние исследования показывают, что здесь участвуют также не совсем привычные нам силы, а именно - к существующим дисперсионным силам межмолекулярного взаимодействия в нефти добавляются структурные силы притяжения и водородная связь. При этом эти три силы находятся в причинно-следственной связи: дисперсионные силы обуславливают возникновение водородной связи между молекулой воды и большой молекулой нефти с образованием стойкой пленки парафинистых веществ на поверхности всплывающей капли нефти. Для этого молекула нефти должна иметь ароматический скелет пи-электронов. Эта непривычная водородная связь, в свою очередь, усиливает структурные силы притяжения (за счет расклинивающего эффекта) между гидрофобными поверхностями. Причинно-следственная связь означает взаимозависимость степеней свободы между указанными силами (структурами), вернее, между результатами действия этих сил. Взаимозависимость (дробность) степеней свободы верный признак фрактала. Структура воды изменяется не только вблизи гидрофильной поверхности, ни и вблизи гидрофобной поверхности всплывающей капли нефти. Это приводит к структурным силам притяжения между гидрофобными каплями нефти и гидрофобными поверхностями (металл, песок, ржавчина). Гидрофобное взаимодействие оказалось сильнее, чем силы Ван-дер-Ваальса на расстоянии менее 8 нм, и падало экспоненциально с увеличением расстояния. Столь значительное дальнодействие гидрофобных сил обусловливает снижение барьера сил отталкивания электростатической природы, если он локализован достаточно близко, что как раз и наблюдается при сантинормальных концентрациях электролита, характерных для пластовых и сточных вод на поздних стадиях разработки. Таким образом, гидрофобная поверхность капель нефти порождает гидрофобное взаимодействие и увеличивает силу закрепления капли на твердой поверхности нефтепромыслового оборудования.
Другой силой, обуславливающей повышенную стойкость нефтеорганических отложений, является водородная связь. Звучит необычно, потому что в нефти мало электроотрицательных элементов (кислорода, азота, серы). Но кажется, что не только кратковременные дисперсионные силы межмолекулярного притяжения действуют на поверхностную пленку всплывающей капли нефти. Напомним, что водородная связь образуется между донором протона (то есть кислотой) и донором неподеленной пары электронов (основанием Льюиса). Обычно в роли акцептора протонов выступают полярные группы, содержащие атомы кислорода, азота, галогенов. Ученые из университета штата Алабама доказали, что основанием Льюиса в водородной связи с молекулами воды могут служить ароматические секстеты пи-электронов бензольного кольца, то есть боковые и концевые моноциклические ароматические заместители в молекулах парафина. Если же учесть, что даже инертная молекула твердого парафина имеет концевую ароматическую группу, то можно утверждать, что водородные связи возникают между молекулами воды и всеми высокомолекулярными соединениями нефти, что хорошо согласуется с наблюдаемой легкостью образования и стойкостью эмульсий смолистых (тяжелых) нефтей.

2. Температура насыщения нефти парафином

Одним из важных параметров при добыче и транспортировке естественных углеводородных смесей, содержащих парафиновые соединения, является температура насыщения Тнас их парафинами. Под температурой насыщения нефтей и конденсатов парафинами понимают температуру появления в них кристаллов этих соединений. Наиболее распространенным методом определения температуры насыщения нефтей и конденсатов парафином является фотометрический метод. Метод основан на определении температуры по излому зависимости фототока от температуры. Сущность этого метода заключается в регистрации фототока, создаваемого светом на фотосопротивлении при просвечивании парафиносодержащих нефтей и конденсатов. Изменение температуры исследуемой пробы от 70 - 80оС, при которой парафины растворены в ней, до 10 - 20оС и ниже приводит к образованию кристаллов парафина. Процесс кристаллообразования сопровождается уменьшением светового потока, проходящего через нефть или конденсат, и уменьшением, соответственно, силы фототока, регистрируемого гальванометром. Температура пробы, при которой наблюдается излом зависимости фототока, принимается за температуру насыщения нефти или конденсата парафином.

Существенным недостатком аппаратуры, с помощью которой реализуется способ определения Тнас, является использование в качестве источника света обычных ламп накаливания и приемников излучения в виде фотосопротивлений. Лампа малоэффективна в красной области, где излучение лампы мало, как эффективная мощность излучения. Нефть надо просвечивать в красной области. Особенно сложно с помощью такой аппаратуры исследовать конденсаты или нефти, содержащие в достаточно большом количестве асфальтосмолистые соединения (АС). АС обладают сильным светопоглощением в видимой области из-за чего световой поток сильно поглощается в исследуемой пробе, а кривая зависимости фототока от температуры при малом содержании парафина становится маловыраженной. Определение температуры насыщения для таких объектов становится чрезвычайно сложным.

В связи с этим нами было предложено использовать для повышения чувствительности и воспроизводимости этого анализа в качестве источника света гелий-неоновый лазер, а в качестве приемника света ФЭУ-79. Изменение схемы установки позволило исследовать самые различные нефти и конденсаты с сильным светопоглощением в видимой области, существенно увеличить чувствительность и воспроизводимость анализа.

В качестве примера на рис. 1 приведена зависимость фототока от температуры пробы конденсата скважины № 159 Югидского месторождения.

В работе приведены результаты лазерной фотометрии различных нефтей и конденсатов различных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Рис. 1. Температурная зависимость фототока при лазерном освещении

3. Механизм образования нефтепромыслового парафина

Под механизмом парафинизации следует понимать комплекс процессов, обуславливающих накопление твердой фазы на поверхности оборудования при добыче нефти. Очень важно в первую очередь выяснить причину накопления парафина: за счет ли возникновения и роста кристаллов непосредственно на поверхности оборудования или в результате сцепления с поверхностью уже готовых, образовавшихся в потоке частиц твердой фазы. Возможно, что при запарафинивании контактирующей с нефтью поверхности в условиях скважины действуют оба фактора одновременно. Тогда необходимо определить, какой из них преобладает в этом процессе.

Если действие первого механизма оказывается наибольшим, то в этом случае механизм парафинизации поверхности оборудования содержит много моментов, связанных с особенностями возникновения и роста кристаллов парафина на поверхности из нефти. Если же в формировании отложений в основном участвуют кристаллы парафина, образовавшиеся в потоке нефти, то для получения относительно полной картины механизма накопления смоло-парафиновых масс на стенках оборудования необходимо выяснить ряд сложных вопросов, относящихся к теории дисперсных систем.

Если признать, что в формировании отложений большая роль принадлежит газовым пузырькам, то здесь необходимо решить фактически неизученный вопрос о возможности флотационных процессов нефти, а также образования смоло-парафиновых оболочек вокруг газовых пузырьков и т. д.

К первым обстоятельным исследованиям в этой области следует отнести, очевидно, работы Рестли, опубликованные им в 1932 - 1942 гг. [88, 89, 90] и признанные за рубежом как наиболее авторитетные. Причины выпадения парафина из нефти Рестли видит в уменьшении растворимости парафина за счет снижения температуры нефти при отдаче тепла в окружающую среду, а также в результате разгазирования. Автор указывает, что выпадение парафина в твердую фазу еще не означает возникновение проблемы борьбы с отложениями парафина, так как для этого необходимы вполне определенные благоприятные условия.

В частности, Рестли считает, что кристаллы парафина, взвешенные в объеме нефти, будут прилипать к поверхности оборудования, если толщина стекающей по трубам пленки нефти окажется малой, а скорость ее движения настолько незначительной, что она не сможет нести кристаллы парафина во взвешенном состоянии. При этом, как считает автор, кристаллы прочно закрепляются на поверхности оборудования. Если поверхность оборудования холоднее, чем объем соприкасающейся с ней нефти, тогда выпадет дополнительное количество кристаллов парафина, которые также войдут в состав отложений. Если же поверхность оборудования имеет температуру, одинаковую с температурой нефти, то прочного закрепления кристаллов парафина, взвешенных в потоке, на поверхности не достигается. Рестли считает, что отложения формируются интенсивнее при ламинарном режиме движения жидкости. При турбулентном режиме кристаллы парафина остаются во взвешенном состоянии и лишь незначительная их часть оседает и закрепляется на стенках оборудования.

Эту точку зрения разделяет и Браун. Развивая основные положения теории Рестли, в свой работе Браун отмечает, что присутствующие в нефти механические примеси в значительной мере интенсифицируют рост парафиновых гранул и увеличивают скорость образования парафиновых отложений. При выпадении кристаллов парафина последние обнаруживают, как считает автор, способность к агломерации в гранулы, которые будут транспортироваться потоком нефти до тех пор, пока не осядут на стенках труб, днища резервуаров и т. д. В целом для образования отложений парафина в подъемных трубах и наземном оборудовании, по мнению автора, необходимо соблюдение следующих условий:

1) должно быть нарушено состояние равновесия растворимости парафина в нефти;

2) выпавшие кристаллы должны приклеиться, объединиться или осесть таким образом, чтобы при нормальной эксплуатации они не могли бы быть рассеяны и унесены потоком.

Отсюда автор делает вывод, что если небольшие кристаллы смогут быть удержаны потоком во взвешенном состоянии, то проблемы парафина при этом быть не может.

Одной из наиболее значительных является работа Н.Н. Непримерова, опубликованная им в 1957 - 1958 гг. Механизм формирования отложений в трехфазной системе автору представлялся следующим образом: парафин, как правило, впервые появляется на пузырьках, родившихся именно на стенках скважин. Выпавшие кристаллики парафина вместе с уже имеющимися на поверхности смолами и асфальтенами образуют основу отложений на внутренней поверхности лифтовых труб. При отрыве пузырька часть твердых частиц, имевшихся на границе раздела фаз, остается на стенках труб. С ростом газонасыщенности все меньшее число их будет смываться восходящим потоком. Сцепляясь между собой, они постепенно образуют многослойную сотовую структуру.

Таким образом, Н.Н. Непримеров считает, что решающая роль в формировании отложений принадлежит кристаллам парафина, возникшим на поверхности газовых пузырьков, которые в свою очередь появились непосредственно на стенках оборудования. Максимальное количество парафиновых отложений по длине фонтанных подъемников отмечается в зонах взрывов газовых пузырьков, оболочки которых, отлетая прилипают к стенкам оборудования и входят в состав отложений.

Наиболее ярко «осадочная» теория накопления отложений парафина на поверхности оборудования выражена в работах И.Т. Гладкова. Автор пришел к выводу, что механизм формирования отложений связан с гидродинамикой потока и состоит в том, что кристаллы парафина и их скопления, пробивая пристенный ламинарный слой движущейся жидкости, прочно прилипают к поверхности оборудования и затем к образовавшейся смоло-парафиновой подложке. На основе этой теории были предприняты попытки предотвратить парафинизацию оборудования, применив для этих целей беструбную эксплуатацию.

Л. А. Цветков считает, что необходимым условием образования плотных парафиновых отложений в промысловых трубопроводах является сочетание следующих факторов:

а) наличие в нефти твердых частиц парафина, выпадающих из растворенного состояния при охлаждении нефти (температурный фактор);

б) осуществление потока нефти в трубопроводе совместно с газом (газовый фактор);

в) малая вязкость нефти (вязкостный фактор). При отсутствии одного из перечисленных трех факторов плотных отложений парафина не образуется. Этой же точки зрения придерживается в одной из своих работ и С.П. Лебедич.

Рассматривая приведенные выше точки зрения различных авторов на механизм формирования смоло-парафиновых отложений, нетрудно заметить, что с небольшими отклонениями все они группируются вокруг трех основных направлений. Первая, наиболее многочисленная группа авторов считает, что в отложениях парафина участвуют именно те кристаллы и их скопления, которые возникли в нефти и затем приклеились к стенкам оборудования. Вторая группа признает особую роль газовых пузырьков. Третья группа считает, что отложения возникают за счет кристаллов парафина, выросших непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности, а также кристаллов, которые могли войти в состав отложений чисто механически.

Многие из авторов считали возможным одновременно поддерживать несколько точек зрения в зависимости от того, о каком участке промыслового оборудования идет речь. Как следует из изложенного выше, подавляющее большинство авторов считают, что интенсивному росту отложений на стенках оборудования способствуют уже выпавшие и находящиеся в потоке кристаллы твердых углеводородов. Возникновению и росту кристаллов непосредственно на стенках оборудования в этом процессе отводится более скромная роль.

4. Факторы и причины, влияющие на интенсивность образования парафиновых отложений

Рассмотрим данную тему на основе исследования зависимостей массы парафиновых отложений от газового фактора и содержания нефти в нефтегазоконденсатной смеси.

С развитием в нашей стране сети магистральных конденсатопроводов все большую актуальность приобретают исследования процесса парафинизации при транспорте нефтегазоконденсатных смесей. Примером подобных трубопроводов являются магистральные конденсатопроводы «Новый Уренгой - Сургут» и «Оренбург - Салават - Уфа», по которым транспортируется стабильный газовый конденсат совместно с парафинистой нефтью нефтяных оторочек газоконденсатных месторождений.

На кафедре «Гидравлика и гидромашины» Уфимского государственного нефтяного технического университета был проведен комплекс экспериментальных исследований по изучению влияния на процесс парафинизации температурных условий, скорости перекачки, газового фактора и содержания нефти в нефтегазоконденсатной смеси.

Применительно к конденсатопроводам, вследствие высокого значения упругости паров перекачиваемого продукта, особый интерес представляют исследования влияния газового фактора [1]. Под газовым фактором понимается объем газа, способного выделиться из одного кубического метра газонасыщенной жидкости при нормальных условиях (Р = 101,3 кПа, Т - 293 К). В ходе эксперимента на специально разработанной опытной установке смесь газового конденсата и нефти, предварительно насыщенная пропаном, перекачивалась по опытным трубкам; газовый фактор измерялся с помощью стандартного газоанализатора, масса отложений определялась по изменению веса трубок.

Результаты экспериментальных исследований были получены в виде графиков зависимости массы отложений в трубках от газового фактора при различном объемном содержании нефти в нефтегазоконденсатной смеси. Для дальнейшего анализа был реализован перевод результатов эксперимента в относительные координаты, в которых за 100% массы отложений принята максимальная средняя масса отложений в трубках, то есть Мср при Г = 50 m3/m3 и Cн = 100%. Такой прием позволит сравнивать значение относительной массы отложений М в каком-либо конкретном случае, при заданных значениях Г и Cн, с максимальным возможным значением массы отложений (рис. 1).

Рис. 1. Изменение относительной массы отложений в зависимости от газового фактора и содержания нефти в нефтегазоконденсатной смеси

Анализ полученных графических зависимостей показывает неоднозначное влияние газового фактора при различном содержании нефти в смеси: при Cн меньше некоторого критического значения Cнкрит происходит снижение массы отложений с увеличением Г; при Cн < Cнкрит наблюдается рост пристенных отложений с увеличением Г. В приводится подробное объяснение этому физическому явлению. Будет ли происходить рост или уменьшение пристенных отложений зависит от того, в какой области фазовых переходов находится температура перекачиваемого продукта по отношению к температурному диапазону кристаллизации парафинов. Данное объяснение подтверждалось обработкой реальных термограмм при различном содержании нефти в нефтегазоконденсатной смеси. Как показали исследования, критическое содержание нефти в смеси составляет 68,3 %.

С целью получения зависимости относительной массы отложений от газового фактора и процентного содержания нефти в смеси М = f(Г, Cн) полученные данные были подвергнуты регрессионному анализу, который выполнялся на компьютере.

Графически полученное уравнение описывается сложной криволинейной поверхностью (рис. 2).

Рис. 2. Масса отложений в зависимости от Г и Cн.

Полученная зависимость массы парафиновых отложений справедлива для содержания нефти в нефтегазоконденсатной смеси Cн = 20 - 100 % при газовом факторе Г = 0 - 50 m3/m3, таким образом, она является универсальной во всем рассмотренном диапазоне Cн.

Визуальный анализ экспериментальных кривых показал, что для каждой из двух групп (Сн<Снкрит и Сн>Снкрит) изменение, массы отложений в зависимости от газового фактора носит качественно сходный характер. Такая особенность экспериментальных данных позволила применить для их анализа метод асимптотических координат. Данный метод позволяет получить универсальную зависимость М = С(Г, Сн), адекватную для всех качественно сходных кривых М = 1(Г). Суть метода состоит в следующем.

Если рассматриваемая функция М зависит от двух параметров Г, Cн и представляет собой серию качественно сходных кривых в плоскости (М, Г) в зависимости от параметра Cн , то существует возможность описать сложную трехмерную поверхность М = f(Г, Cн) с помощью нескольких простых плоских кривых. При этом семейство кривых в плоскости (М, Г) асимптотически сжимается в одну универсальную кривую. Для этой цели используются специальные координаты, вид которых устанавливается путем изучения качественного поведения кривых в некоторых характерных предельных случаях (при Г>Гmin и Г>Гmax), в связи с чем их можно назвать асимптотическими.

Применительно к рассматриваемому случаю метод реализован следующим образом. В рассмотрение были введены модельные функции:

для Сн>Снкритf1= (М - Мо)/(М? - Мо)

для Сн<Снкритf2= (M - Mo)/(M? - Mo),

где для каждой из двух групп эмпирических данных (Сн<Снкрит и Сн>Снкрит):

Mo= М(Сн) при Г= Гmin= 0 м3/м3

М?= М(Сн) при Г= Гmax= 50 м3/м3, для которых Гmin и Гmax выбирались из диапазона реального изменения газового фактора.

Были определены искомые зависимости относительной массы отложений газового фактора и содержания нефти в нефтегазоконденсатной смеси:

М(Г, Сн)=f(Mo - M?)+ Mo

Полученные зависимости относительной массы отложений от газового фактора и содержания нефти в нефтегазоконденсатной смеси дают возможность прогнозировать, на сколько процентов от максимально возможного будет происходить процесс парафинизации в данных конкретных условиях.

5. Методы и аппаратура для определения температуры насыщения (кристаллизации) парафинов

В последние годы в связи с разработкой новых методов борьбы с отложениями парафина в нефтепромысловом оборудовании было предложено несколько методов и приборов для определения температуры начала кристаллизации парафина из нефти, при помощи которых проводились исследования по выявлению зависимости начала кристаллизации парафина от давления, газонасыщенности нефти и других факторов.

В 1954 - 1956 гг. были предложены два новых метода определения температуры начала кристаллизации парафина - визуальный и фотометрический.

Методика визуального метода, разработанная во ВНИИ, заключается в визуальном наблюдении за процессом кристаллизации парафина из пластовой нефти, помещённой в камеру высокого давления, установленную под микроскопом. Конструкция камеры высокого давления под микроскопом, разработанная во ВНИИ Б.В. Ульянинским и позднее реконструированная в УфНИИ, представлена на рис. 3.

Рис. 3. Камера высокого давления под микроскоп для определения температуры кристаллизации парафина: 1 - корпус; 2 - крышка; 3 - днище; 4, 14 - ниппель; 5, 8, 11 - полуниппель; 6 - стекло смотровое; 7 - мешалка; 9 - манжета; 10 - тяга; 12 - сердечник; 13 - пружина; 15 - кожух; 16 - крышка; 17 - катушка; 18 - гайка; 19 - штуцер для термопары; 20 - прокладка; 21 - шайба; 22 - штуцер

Внутренняя полость камеры, в которую загружается пластовая нефть, оборудована окружающей её термостатирующей рубашкой, электромагнитной мешалкой и термопарой для контроля за температурой внутри камеры. За процессом кристаллизации наблюдают в слое нефти толщиной 0,1 - 0,2 мм, заключённом между двумя плоско-параллельными наблюдательными стёклами, укреплёнными на специальных ниппелях по оси камеры. Камера рассчитана на давление до 300 ат.

Температуру кристаллизации парафина определяют путём ступенчатого охлаждения нефти внутри камеры при интенсивном ее перемешивании электромагнитной мешалкой. Скорость охлаждения составляет 20С за час.

Температура, при которой появляются первые светящиеся кристаллы парафина, принималась за температуру начала кристаллизации парафина (точность измерения до 0,50).

Фотометрический метод определения температуры начала кристаллизации парафина состоит в наблюдении за изменением прозрачности слоя нефти в зависимости от температуры при помощи фотоэлемента высокой чувствительности к красному цвету. Температуру кристаллизации парафина определяют следующим образом.

Рис. 4. Схема фотометрической установки для определения температуры кристаллизации парафина: 1 - выпрямитель BAK-10; 2 - аккумулятор; 3 - реостат; 4 - вольтметр; 5 - источник света; 6 - линза; 7 - диафрагма; 8 - кювета с исследуемой нефтью; 9 - фотоэлектронное устройство; 10 - миллиамперметр

В термостатирующую ванну специальной конструкции помещают камеру, оборудованную «окнами», через которые просвечивается слой нефти, находящийся в камере. Прошедший через слой нефти луч света направляется на поверхность чувствительного фотосопростивления, способного при изменении его освещённости менять своё внутреннее сопротивление. Протекающий через фотосопротивление постоянный ток контролируется миллиамперметром. В связи с тем, что высокосмолистые нефти очень трудно просвечиваются даже в тонком слое, применяемое в схеме фотосопротивление высокой чувствительности. Принципиальная общая схема установки представлена на рис. 3.

Температура нефти в камере снижается ступенями по 0,50 с выдержкой ступени по 40 - 45 мин., при этом на графике фиксируется показание миллиамперметра. При температуре, отвечающей насыщению парафина в нефти, начинается кристаллизация парафина. В результате появления кристаллов парафина изменяются прозрачность просвечиваемого слоя нефти и освещённость поверхности фотосопротивления, а вследствие этого и показание фиксирующего прибора. Температура, при которой начинается спад кривой (рис. 5), фиксируется как температура начала кристаллизации парафина. Установка позволяет проводить дальнейшее развитие процесса кристаллизации парафина по мере снижения температуры нефти.

Рис. 5. Температурная кривая кристаллизации парафина в глубинной пробе нефти, снятая фотометрическим способом

Существует также ультразвуковой метод определения температуры начала кристаллизации парафина. Он основан на свойстве ультразвуковых волн. Появление в жидкости рассеянных твёрдых частиц даже очень незначительных размеров приводит к резкому поглощению ультразвуковых волн.

Температуру кристаллизации парафина определяли на частоте 2,8 МГц при статических условиях исследуемой нефти. Однако температура начала кристаллизации парафина поэтому методу получилась не совсем точной. Как показали дальнейшие эксперименты, причина получаемых неудовлетворительных результатов заключалась в недостаточно высокой частоте применяемых ультразвуковых колебаний. Повышение частоты ультразвуковых колебаний до 15 - 30 МГц позволило получить желаемые результаты. Блок схема экспериментальной установки представлена на рис. 6.

Рис. 6. Блок-схема для ультразвукового метода определения температуры начала кристаллизации парафина: 1 - измерительный пресс; 2 - контейнер с пробой пластовой нефти; 3 - циркуляционный насос; 4 - приемная кварцевая пластинка; 5 - микроскоп; 6 - смотровые стекла; 7 - камера высокого давления; 8 - излучающая кварцевая пластинка; 9 - 13 - высокочастотные импульсные блоки

Камера высокого давления 7, предварительно вакуумированная, заполняется из контейнера 2 при помощи пресса 1 пластовой нефтью. Кварцевая пластинка 8, возбуждаемая электрическими импульсами высокочастотного генератора 11, периодически посылает в исследуемую нефть ультразвуковые импульсы. Последние распространяясь в нефти, попадают на приёмную кварцевую пластинку 4 и возбуждают на её электродах электрические импульсы, которые после усиления подаются на отклоняющие пластины электронно-лучевой трубки осциллографа 10. При образовании в нефти кристаллов парафина звукопроводность среды понижается. На экране осциллографа этот момент отмечается уменьшение амплитуды принимаемого импульса. Камера высокого давления дополнительно оборудована смотровыми стёклами 6 для визуального наблюдения исследуемой нефти под микроскопом 5 и электромагнитным циркуляционным насосом 3, который включается параллельно с камерой для обеспечения циркуляции жидкости. Камера помещается в термостатирующий кожух.

Заключение

температурный парафиновый нефть фототок

Для обеспечения ежегодного прироста добычи нефти необходимо совершенствовать технику и технологию эксплуатации нефтяных месторождений. Однако из актуальных проблем являются автоматизация промыслового хозяйства и полная герметизация нефтесбора. Всё большее значение приобретает вопрос предотвращения парафинизации промыслового оборудования. Многолетняя практики эксплуатации скважин, дающих парафинистую нефть, достаточно убедительно показала, что, не решив вопрос борьбы с парафиновыми отложениями в трубопроводах и оборудовании, нельзя эффективно решать вопросы автоматизации и герметизации сбора нефти. Однако средства предотвращения парафинизации нефтепромыслового оборудования должны быть более универсальными и дешёвыми.

Вопрос о механизме парафинизации оборудования настолько сложен, а фактов, надёжно объясняющих способ накопления отложений парафина на поверхности оборудования, настолько мало, что учёным и производственникам пришлось считаться с одновременным существованием большого количества гипотез, которые зачастую взаимно исключали друг друга.

Литература

1. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. - Москва: Недра, 1970. - 192с.

2. Люшин С.Ф., Рассказов В.А. и др. Борьба с отложениями парафина при добыче нефти. - Москва: Гостоптехиздат, 1961. - 152с.

3. Мазепа Б.А. Парафинизиция нефтебазных систем и промысловое оборудование. - Москва: Недра, 1966. - 184с.

4. Голонский П.П. Борьба с парафином при добыче нефти. - Москва: Гостоптехиздат, 1995. - 176с.

5. Сыромельникова С.В., Новосёлов В.В., Гареев А.Г. Исследование зависимости массы парафиновых отложений от газового фактора и содержания нефти в нефтегазоносной смеси. Интервал, №11, 2000.

Размещено на Allbest.ru