Предупреждение и удаление асфальтосмолистых парафиновых отложений

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева

Кафедра «Разработка нефтяных месторождений с нефтями повышенной и высокой вязкости в сложных горно-геологических условиях»

Контрольная работа

по дисциплине: «Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях»

на тему: «Предупреждение и удаление асфальтосмолистых парафиновых отложений (АСПО) (Вариант №2)»

Работу выполнил:

студент группы ЗМ-21.04.01.01-19(К)

А.В. Матюшин

Проверил:

К.т.н., доцент кафедры РЭНГМ

А.М. Насыров

Ижевск 2015 г.



1. Теоретические основы возникновения, закономерности и характер проявления осложнений из-за АСПО. Нефть и ее компонентный состав. Состав и свойства АСПО. Термобарические условия образования АСПО на скважинном оборудовании и в трубопроводах

нефть нагревательный термохимический

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок, а также к сокращению межремонтного периода (МРП) работы скважин.

Теоретические основы возникновения, закономерности и характер проявления осложнений из-за АСПО.

Основными осложняющими факторами при добыче нефти являются такие как:

отложения асфальтосмолистых парафиновых веществ (АСПВ) в трубах и насосном оборудовании;

отложение неорганических солей;

образование высоковязких эмульсий, повышение вязкости добываемой нефти;

коррозия скважинного и нефтепромыслового оборудования;

влияние механических примесей на работу насосного оборудования;

работа скважинного оборудования в наклонно-направленных и искривленных скважинах;

повышение газового фактора;

образование газогидратных образований.

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

Под управлением осложнениями понимается разработка и осуществление организационных, научно-исследовательских, технических, экономических мероприятий по снижению отрицательного влияния осложнений на процессы добычи, сбора, подготовки и транспортировки нефти. Данные мероприятия выполняются по двум направлениям, такие как:

Предупреждение и периодические устранение осложняющих факторов.

Адаптация промыслового и скважинного оборудования и их технологии к работе в условиях воздействия осложненных факторов.

Нефть и ее компонентный состав. Нефть - горючее ископаемое, состоящее из различных составляющих веществ, а также это сложное соединение углерода и водорода. Основными компонентами нефти являются:

углеводороды: метановые, нафтеновые, ароматические;

азот и его соединения;

сера и его соединения: сероводород, меркаптаны, сульфиды);

некоторые другие газы в растворенном состоянии;

пластовая вода с растворенными в ней солями.

Также в нефти обнаружено более 20 элементов металлов, такие как: железо, медь, ванадий, алюминий, золото и другие в небольших количествах.

Плотность (удельный вес) разгазированной нефти изменяется в больших пределах - от 0,600 до 0,1000 г/см3 и зависит, в основном, от углеводородного состава, а также от асфальтосмолопарафиновых веществ. В пластовых условиях плотность нефти зависит от количества растворенного газа, давления и температуры.

В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют (ГОСТ 11851 - 85) на:

малопарафиновые -- менее 1,5 %;

парафиновые -- от 1,5 до 6 %;

высокопарафиновые -- более 6 %.

На данный момент в Удмуртской республике отсутствуют высокопарафиновые нефти.

В зависимости от содержания серы нефти классифицируют (ГОСТ Р 51858-2002) на:

малосернистая - менее 0,6 %;

сернистая - от 0,61 до 1,8 %;

высокосернистая - от 1,81 до 3,5 %;

особо высокосернистая - свыше 3,5 %.

Состав и свойства АСПО. Асфальто-смоло-парафиновые отложения представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70%), цезерина (тугоплавкого парафина), углеводородов (15-85%), асфальто-смолистых веществ (АСВ) (20-40 %), нефтяных смол, асфальтенов, воды (4-18%), солей (4-15%), сульфида железа (0-65%) и механических примесей (2-15 %).

Парафины -- углеводороды метанового ряда от С17Н36 до С35Н72. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии, а его характеристики такие как, молекулярная масса равна от 300 до 450, температура плавления составляет от 45 С0 до 65 С0, плотность составляет от 881 до 905 кг/м3. Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе.

Цезерин (тугоплавкий парафин) - это смесь парафиновых углеводородов от С36Н73 до С55Н112 (выглядит как чернокоричневый густой солидол). Температура плавления цезерина составляет от 65 С0 до 85 С0.

Нефтяные смолы - высокомолекулярные гетероатомные компоненты нефти, растворимые в низкокипящих насыщенных углеводородах. Молекулярная масса равна от 450 до 1500, плотность их составляет 1000 кг/м3, а температура плавления равна от 35 С0 до 90 С0.

Асфальтены - порошкообразные вещества бурого или коричневого цвета, с плотностью более единицы (1100 кг/м3), массовое содержание которых в нефти достигает до 5,0% (1500-5000), а температура плавления их составляет 200-300 С0. В асфальтенах содержится (%): углерода -- 80,0-86,0, водорода -- 7,0-9,0, серы -- до 9,0, кислорода -- 1,0-9,0 и азота -- до 1,5. Они являются наиболее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений тяжелых компонентов нефти.

2. Некоторые закономерности интенсивности образования АСПО в зависимости от обводнения продукции скважин, от вязкости добываемой нефти, от газового фактора, от шероховатости стенок труб, от температуры стенок труб и других факторов

Закономерности интенсивности образования АСПО рассчитывается по указанной ниже формуле:

где:

С - интенсивность отложений, кг/м2*сутки;

V - скорость потока, м/сек;

- газовый фактор, м3/гр;

R - шероховатость внутренней поверхности труб, м;

- разница температур жидкости и стенки НКТ;

- динамическая вязкость нефти, м*Ра*с;

b - обводненность продукции скважин, дол. ед.



для стальных НКТ;

для НКТ, покрытых эпоксидной смолой;

для НКТ, покрытых стеклом.



b - процент обводненности, %.

Вывод в том, что при использовании НКТ, покрытых различным гидрофильным и гладким материалом парафин начинает снижаться, а свыше 35% парафин не откладывается.

Влияние температуры в пласте и в стволе скважины. 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 газового фактора. Лабораторными исследованиями показано, что на интенсивность образования парафиноотложений оказывает влияние процесс выделения 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 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 груб, блокирования их движения между выступами и впадинами поверхности. Когда значение шероховатости поверхности труб соизмеримо с размерами кристаллов парафина либо меньше их, процесс образования отложений затруднен.

3. Методы и способы борьбы с АСПО. Методы и способы предупреждения АСПО.

Методы борьбы с АСПО заключается в их предупреждении и удалении.

К предупреждениям относятся:

Химические - это ингибиторы, депрессаторы, модификаторы, диспергаторы, смачивающие реагенты;

Применение покрытий - это эпоксидная смола, эмаль, стекло, стеклопластиковые НКТ;

Физические - это электромагнитные, магнитные, ультрозвуковые, резонансно-волновые;

Технологические - это подбор режима, искусственное обводнение, увеличение диаметра;

Тепловые - это забойные нагреватели, нагревательные.

Удаления АСПО различаются на:

Механические - это скребки пластинчатые, скребки-центраторы, скребки на проволоке, летающие скребки, а также в нефтесборной системе это шары, торпеды и другие очистные устройства;

Тепловые - это использование горячей нефти или воды, ППУ, экзотермические реакции, термохимическая обработка (ТХО);

Химические - применяются растворители, ТХО, моющие ПАВ;

Физические - это применение имплоазивных и ультразвуковых методов, а также нагрев токами высокой частоты.

Химические, физико - химические, технологические методы предупреждения АСПО. Применение нагревательных лент для предотвращения отложений АСПВ в НКТ. Применение НКТ и труб с внутренней футеровкой и неметаллических труб. Ингибиторы АСПО.

4. Депрессорные присадки и их эффективность

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

Химические реагенты подразделяют на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы.

Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. К ним относят полиакриламид (ПАА), кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных ПАВ. Условием эффективного применения реагентов этой группы является отсутствие каких либо отложений на трубах перед использованием ингибиторов.

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 винилацегатом и винилпирролидоном, полимер с молекулярной массой 2500-3000.

Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, вследствие чего затрудняется их способность к агрегации и накоплению. Депрессаторы снижают температуру застывания нефти. Модификаторы и депрессаторы сходны по результату действия в процессе предотвращения образования плотных отложений и их часто объединяют в одну подгруппу. Естественными депрессаторами являются асфальтены, содержащиеся в нефти.

Диспергаторы - химические реагенты, обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которую уносит поток нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. К ним относят соли металлов, соли высших синтетических жирных кислот, силикатно-сульфанольные растворы, сульфатированный щелочной лигнин.

Использование химических реагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещают с процессами:

разрушения устойчивых нефтяных эмульсий;

защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии;

защиты от солеотложений;

формирования оптимальных структур газожидкостного потока.

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

бутилбеизольная фракция (бутиленбензол, изопропилбензол, полиалкилбензолы);

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

СНПХ-7р-1 -- смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения, а также ароматических углеводородов;

СНПХ-7р-2 -- углеводородная композиция, состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановой фракции;

ХПП-003, -004, -007;

MJI-72 -- смесь синтетических ПАВ;

реагенты типа СНПХ-7200, 7400 -- сложные смеси оксиал- килированных ПАВ и ароматических углеводородов;

реагент ИКБ-4, оказывающий комплексное воздействие на АСПО и коррозию металла труб;

ИНПАР;

СЭВА-28 -- сополимер этилена с винилацетатом

Наряду с высокой стоимостью существенным недостатком химического метода является сложность подбора эффективного реагента, связанная с постоянным изменением условий эксплуатации в процессе разработки месторождения.

Методы, которые относят к физическим, основаны на воздействии резонансных и ультразвуковых колебаний, а также магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию.

Ультразвуковые колебания позволяют создавать в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб.

Под воздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушение агрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся при концентрации 10-100 г/т в нефти и попутной воде. В каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому (в 100-1000 раз) увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов и солей и формированию на поверхности ферромагнитных частиц пузырьков газа микронных размеров. В результате разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в виде тонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров выпавших совместно со смолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина.

Под воздействие технологических методов (искусственного заводнения) когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это способствует выделению из нее парафинов. Равновесное состояние может нарушаться как в пласте, так и в скважине, 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 показано на практике, основными промысловыми 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.

С уменьшением глубины наблюдаются снижение содержания асфальто-смолистых веществ в АСПО, а также увеличение количества механических примесей и твердых парафинов (рис. 2.3).

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, по 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.

Процессы отложения парафинов в обводненных скважинах объясняет снижением пластовой температуры. При газоотделении в этих условиях усиливается турбулизация потока водонефтяной смеси, за счет чего обеспечивается лучший контакт кристаллов с поверхностью труб и увеличивается теплоотдача потока. Обводнение оказывает влияние на химические свойства нефти -- повышаются плотность, вязкость и содержание высокомолекулярных компонентов, что способствует парафнноотложению.

Как метод предотвращения АСПО следует отдельно выделить применение гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали. В области борьбы с парафиноотложением на внутрискважинном оборудовании в ОАО "Татнефть" накоплен положительный 40-летний опыт в применении данного прогрессивного метода -- нанесения твердых гидрофильных покрытий на поверхность лифтовых труб (лакокрасочные композиции, бакелит, эмаль, эпоксидные смолы, стекло и др.). Футерованные НКТ и сегодня являются основным методом предупреждения образования АСПО на скважинах, эксплуатирующихся электроцентробежиыми насосами (ЭЦН).

Основным недостатком стеклянного покрытия НКТ является это то что при перевозках, спускоподъемных операциях и в скважинах НКТ подвергаются значительным ударным, растягивающим, сжимающим, изгибающим и другим нагрузкам. Стеклянное покрытие ввиду его хрупкости, значительной толщины и отсутствия сцепления с металлом трубы не надежно и разрушается в процессе спускоподъемных операций. Последнее приводит к образованию стеклянных пробок в колонне НКТ и заклиниванию насосов. Кроме того, технология нанесения стеклянных и эмалевых покрытий предполагает нагрев труб до 700- 800 °С, что вызывает необратимые процессы в структуре металла.

Анализ работы НКТ диаметром 73 мм в добывающих скважинах трех НГДУ ОАО "Татнефть" с различными покрытиями и без них подтверждает эффективность применения эпоксидных покрытий для увеличения срока службы труб.

Недостаточные термо- и морозостойкость эпоксидных смол являются сдерживающим фактором их широкого применения. С этих позиций лучшими могут считаться НКТ, футерованные стеклоэмалью. Прочность и адгезия эмали высоки. Сколы в процессе спускоподъемных операций и транспортировки не наблюдаются.

5. Методы удаления АСПО. Термический, химический (растворители), термохимический, механический и другие методы удаления АСПО. Соответствующие способы применение этих методов

Термический метод основан на способности парафина плавиться при температуре выше 50 °С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который можно помещать непосредственно в зону отложений или на устье скважины, где он будет вырабатывать теплосодержащий агент. В настоящее время используют технологии с применением горячей нефти или воды в качестве теплоносителя. В технологии с применением теплоносителя предусматривается нагрев жидкости в специальных нагревателях (котельных установках передвижного типа) и подача ее в скважину способом прямой или обратной промывки. Обратная промывка более предпочтительна, так как при этом исключено образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке.

Пример: В НГДУ "Альметьевнефть" проведены специальные промысловые эксперименты по изучению распределения температуры по глубине скважин № 17442, 14806 и 20158 при прямой и обратной промывке и различных температурах закачки теплоносителя. Теплоноситель (нефть) подогревали с использованием агрегата для депарафинизации скважин (АДП). Закачку теплоносителя в затрубное пространство скважины № 20158 осуществляли при динамическом уровне жидкости в скважине на нижней границе интервала парафиноотложений. Результаты экспериментов в скважинах № 14806 и 20158 показали, что жидкость в колонне НКТ прогревается выше температуры плавления парафинов (50 °С) при прямой промывке до 370 м, а при обратной -- лишь до 70 м. Таким образом, эффективную очистку колонны НКТ теплоносителем возможно вести лишь в случае АСПО парафиновой структуры. Глубина прогреваемой жидкости в колонне НКТ скважины № 20158 составляет 500 м. Ниже 500 м температура жидкости при промывке колонны НКТ теплоносителем выравнивается с температурой при эксплуатации скважины. Распределение температуры в интервале глубин 100-500 м зависит от динамического уровня жидкости в скважине: при низком уровне и при прочих равных условиях температура жидкости в колонне НКТ выше. Для более полного удаления АСПО в качестве теплоносителя целесообразно использовать растворители (например, нефтяной дистиллят) или дегазированную нефть после предварительного заполнения интервала парафиноотложений в колонне НКТ нефтяным дистиллятом.

Недостатками данных методов являются их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий.

Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных и распространенных интенсифицирующих методов в технологических процессах добычи, транспорта, хранения и переработки нефти. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения.

Для разрушения АСПО парафинового типа используют, как правило, растворители на основе парафиновых углеводородов. Обычно в качестве таких растворителей применяют реагенты местных производств, например процесса подготовки нефти на промыслах термическими методами. Такие растворители пригодны для отмыва АСПО асфальтеновой структуры. Полнота удаления таких АСПО в значительной степени повышается при компаундировании этих растворителей с углеводородами-диспергаторами асфальтенов, например ароматическими углеводородами либо циклическими ацеталями. Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляют эмпирически. Это связано с недостатком информации об их структуре и свойствах и с малой изученностью механизма взаимодействия нефтяных дисперсных систем с растворителями.

Для удаления АСПО парафиновой структуры рекомендованы композиции реагентов на основе нефтяного дистиллята с установок по комплексной подготовке нефти; АСПО асфальтеновой структуры удаляют композицией нефтяного дистиллята с 4,4-диметил-1,3-диоксаном либо отгоном пироконденсата с температурой кипения свыше 220-230 °С. Эффективное отмывающее действие на АСПО смешанной структуры оказывает отгон пироконденсата с температурой кипения от 120-130 до 220- 230 °С, так как содержит в своем составе смеси ароматических углеводородов.

Механические методы разработаны для удаления уже образовавшихся отложений АСПО на НКТ. Для этой цели предназначена целая гамма скребков различной конструкции.

По конструкции и принципу действия скребки подразделяют на:

пластинчатые со штанговращателем, имеющие две режущие пластины, способные удалять АСПО только при вращении. Для этого используют штанговращатели, подвешенные к головке балансира станка-качалки. Вращение колонны штанг и, следовательно, скребков происходит только при движении вниз. Таким путем скребок срезает АСПО с поверхности НКТ;

спиральные, возвратно-поступательного действия;

"летающие", оснащенные ножами-крыльями, которые раскрываются при движении вверх, что обеспечивает им подъемную силу. Применяют, как правило, в искривленных скважинах.

Использование такого метода борьбы с АСПО значительно осложняется тем, что для его применения часто необходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхности труб (для некоторых видов скребков). Кроме того, возможно застревание скребков, обрыв их крепления и некоторые другие осложнения.

В последние годы вместо металлических пластинчатых скребков на штангах укрепляют пластиковые скребки. Они одновременно играют роль центраторов. При этом скребки-центраторы выполняют две функции -- это удаление отложений промыслового парафина со стенок НКТ и центровка колонны насосных штанг в наклонных скважинах с целью уменьшения и предотвращения истирания стенок НКТ. Количество стационарных и "плавающих" скребков-центраторов, устанавливаемых на одну насосную штангу, варьируется от 4 до 8 штук. Длина колонны штанг, оборудованной скребками-центраторами, обычно составляет от 200 до 1200 м, в зависимости от интервала отложений АСПО и участков искривления ствола скважины.

К новым технологиям относят микробиологический метод защиты от парафиноотложений. Раствор биопрепарата с питательной средой закачивают в колонну НКТ, далее производят циркуляцию по схеме затрубье-НКТ.

Термохимический обработка для удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования, трубопроводов и резервуаров, включающий водный раствор сульфаминовой кислоты и технического водного аммиака, а также водный раствор неорганического реагента окислителя, в качестве неорганического реагента окислителя содержит гипохлорит натрия, а водные растворы имеют следующее соотношение компонентов:

сульфаминовая кислота 3-30 %; технический водный аммиак 18-70 %; вода остальное;

гипохлорит натрия 7-20 %, вода остальное.

Для удаления АСПО используются реакции кислых растворов солей аммония (хлорида, сульфата, нитрата) и водного раствора нитрита натрия, которые приводят к образованию солей натрия, воды и азота и сопровождаются выделением большого количества тепла.

6. Гидратообразование в газовой среде. Термобарические условия образования гидратов. Предупреждение и устранение гидратных пробок

Нефтяные газы способны при определенных термобарических условиях вступать во взаимодействие с водой и образовывать твердые соединения, получившие название гидратов.

Гидратами углеводородных газов называются кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют различную кристаллическую структуру.

Свойства гидратов газов позволяют рассматривать их как твердые растворы. Данные исследований Гаммершмидта показывают, что содержание водяного пара в газообразной фазе в системе газ - гидрат меньше, чем в системе газ - вода. Таким образом, каждый гидрат имеет постоянную характерную для него парциальную упругость водяного пара, которая меньше упругости пара над жидкой водой при той же температуре.

Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата.

В результате этих исследований выяснилось, что кристаллогидраты являются клеточными соединениями с двумя структурами, обладающими кубической симметрией: структурой I, образуемой газами и парами (рис. 8.1), и структурой II, образуемой жидкостями (рис. 8.2).

Состав газовых гидратов структуры I при всех заполненных полостях элементарной ячейки выражается формулой 8M*46H2О или M*5s H2О.

Структура I заменяется на структуру II, когда молекулы гидратообразователя оказываются велики для больших пустот структуры.

Для промысловой практики весьма важно знать интервал образования гидратов в скважине или трубопроводе для эффективной борьбы с ними. Поэтому оценка значения влагосодержания газа по стволу скважины является одной из задач прогнозирования места гидратообразования.

Термобарические условия в нефтяной скважине зависят от таких факторов, как температура и давление в продуктивном пласте, продуктивная характеристика, дебит нефти и обводненность продукции, геотермический градиент, количество растворенного газа и его состав, конструкция скважины и коэффициенты теплопроводности и теплопередачи труб, цементного камня и пород в разрезе скважины и т.д. Из всех перечисленных факторов многие являются характерными для месторождения и остаются постоянными на весь период разработки. Изменяются дебиты скважины, обводненность продукции, пластовые и забойные давления. За счет прогрева пород вокруг ствола скважины несколько меняется коэффициент теплопередачи.

Нефтяная скважина может длительное время работать в гидратном режиме вследствие того, что нефть снижает адгезию гидратов к трубам и способствует выносу образовавшихся гидратов газожидкостным потоком.

Однако при изменении режима работы скважины, особенно при ее остановке, вероятность образования гидратных пробок возрастает. Поэтому принято считать, что угроза гидратообразования в нефтяных скважинах наступает при переохлаждении, равном 6 °С.

На рис. 8.6 определены зоны реального образования гидратных пробок, для чего параллельно кривой равновесного гидратообразования проводится "реальная кривая", отстоящая от нее на 6 °С, и выполнены все операции, подобные описанным при определении зон, находящихся в гидратном режиме.

По исследованному нефтяному месторождению сделаны следующие выводы.

образование пробок как гидратных, так и парафиногидратных в насосно-компрессорных трубах возможно при снижении забойного давления до давления насыщения при дебите жидкости ниже 30 м3/ сут;

увеличение обводненности снижает вероятность пробкообразования.



Предупреждение и устранение гидратных пробок. Предупреждение любого осложнения в скважине требует меньше затрат, чем ликвидация результатов возникшего осложнения. Это целиком относится и к гидратообразованию.

В настоящее время разработаны и применяются химические и тепловые способы предупреждения гидратообразования.

Химические методы включают технологию подачи в скважину ингибиторов различного типа. Действие их направлено на изменение структурных параметров воды и равновесных условий гидратообразования. Ингибиторы уменьшают растворимость газа в воде. Именно эту задачу выполняют водные растворы спиртов, электролитов и их смеси.

Ингибиторы подразделяются на два класса - неорганические и органические. К неорганическим относятся электролиты, диссоциирующие в растворах на ионы и имеющие как положительный, так и отрицательный заряд. Взаимодействие ионов с водой имеет электростатический характер.

Выбор неорганического ингибитора основан на его способности хорошо растворяться в воде и сильно диссоциировать на ионы. Наиболее активные ингибиторы - соединения бора, бериллия и алюминия. Рекомендуются в этом же качестве нитраты, хорошо растворимые в воде NaNO3; KNO3; NH4NO3; Mg(NO3)2; Ca(NO3)2; Al(NO3)3, а также хлориды этих же элементов.

Из последних вследствие доступности, низкой стоимости и высокой активности получил широкое применение CaCl2. Хлористый кальций применяется в виде раствора 30-35 % концентрации плотностью 1286-1336 кг/м3, температурой замерзания минус 55 - 20 °С, температурой кипения 110-114 °С. Недостатком CaCl2 является его способность обогащаться кислородом воздуха и становиться коррозионно-активным. Поэтому при длительном хранении следует исключить его контакт с воздухом и применять антикоррозионные присадки.

Метанол - метиловый спирт (СН3ОН) - бесцветная жидкость с характерным запахом этилового спирта. Смешивается в любых соотношениях с водой, этанолом, диэтиловым спиртом, ацетоном, бензолом. Является сильным ядом, действующим на нервную и сосудистую системы. Молекулярная масса 32,4, плотность при 25 °С 796 кг/м3, температура кипения 64,7 °С, при концентрациях 20 и 30 % температура замерзания соответственно 18,5 и 31,5 °С.

Тепловые методы основаны на повышении температуры в стволе скважины (в месте начала гидратообразования) или сборном трубопроводе выше критической и поддержании ее в течение длительного времени.



Список литературы

1. Ибрагимов Н.Г., Е.И. Ишемгужина Осложнения в нефтедобыче, Уфа, 2003

2. Рогачев М.К., Стриженев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - 295 с.

3. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними., изд-во «Недра», 1969. 192 стр.

4. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 653 с.

5. Хавкин А.Я. Основы нефтегазодобычи / Учебное пособие - М., ИИКИ, 2012. - 399 с.;

6. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет. 2004, 720.

7. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.

8. Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001 - 544 с.

Размещено на Allbest.ru

...