Борьба с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

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 ^оС происходит полное осаждение парафинов из нефти.

Таблица 3.2. Типы и виды АСПО в зависимости от состава

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 ^оС, 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.

Таблица 3.3. Общая схема образования АСПО

Влияние АСПО на работу подземного оборудования

В процессе эксплуатации фонтанирующих скважин отложения АСП и неорганических солей на стенках труб, арматуры и трубопроводов уменьшают проходное сечение, создают дополнительные сопротивления движению нефти и газонефтяной смеси, что повышает противодавление на забой скважины и, как следствие этого, уменьшает приток нефти из пласта в скважину. На практике прекращается фонтанирование из-за отложения солей или полного запарафинивания подъёмных труб, арматуры и т.д.

В скважинах, оборудованных ШГН, отложение солей и парафина в колоннах подъёмных труб и на штангах создаёт дополнительное сопротивление движению не только жидкости, но и штанг, что значительно увеличивает нагрузку на станок-качалку, а это, в свою очередь, приводит к обрыву штанг или поломке их в нижней части ближе к плунжеру при возникновении осевых нагрузок, ухудшению условий работы глубинного насоса и станка-качалки, к повышению расхода электроэнергии.

Кроме того, из-за отложения солей и парафина на стенках труб в них увеличивается давление, а это приводит к увеличению утечек жидкости через плунжер и клапан насоса, и, как следствие, уменьшению коэффициента подачи насоса.

В скважинах, оборудованных ЭЦН, при отложении солей и парафина увеличивается противодавление на насос, в результате чего производительность его снижается, повышаются энергетические затраты, уменьшается к. п. д. установки.

Значительное снижение производительности может привести к перегреву электродвигателя и преждевременному выходу его из строя. Частые спуско-подъёмные операции, связанные с заменой глубинного оборудования, приводят к порче бронированного кабеля, засорению забоя скважины и т.д.

Отложение солей и смоло-парафиновой массы ниже погружного насоса может привести к прекращению подачи жидкости.

При отложениях, полностью перекрывающих сечение колонны труб, необходимо поднять оборудование из скважины. Эта операция трудоёмка и, как правило, проходит в осложнённых условиях.

Таким образом, при любом способе добычи постепенное сужение проходного сечения НКТ вследствие образования АСПО ведёт к снижению производительности скважины, снижению общего объёма добытой нефти, отказу подземного оборудования. В этих условиях нормальная работа скважин невозможна без правильного выбора технологии борьбы с АСПО, что будет способствовать сокращению числа ремонтов и уменьшению простоев скважин, позволит продлить срок службы оборудования, обеспечить ритмичную работу промысла и снизить себестоимость добычи нефти.

Размещено на Allbest.ru