Асфальтосмолопарафиновые отложения способы удаления

XII Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум — 2020

Методы предотвращения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений при добыче и транспортировке нефти

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

Состав и структура АСПО:

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

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

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

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

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

На кинетику образования кристалов АСПО могут влиять ряд факторов: – снижение давления в области забоя и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;

– уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;

– изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных её компонентов;

– состав углеводородов в каждой фазе смеси;

– соотношение объёмов фаз (нефть-вода).

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

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

Методы предотвращения образования АСПО.

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

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

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

В настоящее время ингибиторы АСПО условно разделяют на группы по

предполагаемому механизму действия

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

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

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

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

полиметакрилатов, парафлоула и алкилфенолов.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

подъем технологических НКТ и спуск подземного оборудования;

запуск скважины и вывод ее на рабочий режим.

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

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

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

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

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

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

Для удаления АСПО используют следующие (основные) методы:

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

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

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

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

Список использованой литературы :

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

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

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

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

Источник

Асфальтомолотопарафиновые отложения (АСПО)

Одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин при добыче нефти, а также в работе нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций являются АСПО – асфальтомолотопарафиновые отложения.

Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования, а также внутри труб приводит к уменьшению межремонтного периода работы скважин, снижению производительности системы, снижению эффективности работы насосных установок.

АСПО – сложная углеводородная смесь, которая состоит из парафинов, асфальто-смолистых веществ (АСВ), силикагелевой смолы, воды, масел, механических примесей.

Парафины (20%-70% по массе в АСПО) – являются углеводами метанового ряда, находятся в нефти в растворенном состоянии. Классифицируются на:

• Малопарафиновые – менее 1,5%;
• Парафиновые – от 1,5% до 6%;
• Высокопарафиновые – более 6%.

Парафины устойчивы к действию кислот и щелочей, легко окисляются на воздухе.

Церезины (высокомолекулярные парафины) отличаются более высокой температурой кипения, чем обычные парафины, и большей молекулярной плотностью и массой.

В состав асфалто-смолистых веществ входят сера, азот и кислород.

Асфальто-смолистые вещества нелетучи, обладают высокой молекулярной массой, неоднородны.

Содержание смолистых веществ в нефти при контакте с водой, а также в связи с окислением и испарением, возрастает.

Также к группе смолистых соединений относятся и асфальтены.

Асфальтены (5% по массе в нефти) – порошковые вещества бурого или коричневого цвета, плотностью больше единицы.

В асфальтенах содержатся следующие вещества:

• Углерод – 80%-86% по массе;
• Водород – 7%-9% по массе;
• Сера – 9% по массе;
• Кислород – 1%-9: по массе;
• Азот – 1,5% по массе.

Данные вещества являются наиболее высокоплавкой и малорастворимой частью осадков тяжелых компонентов нефти.

Согласно современным физико-химическим представлениям, нефтяные дисперсные системы относятся к классу коллоидов, в которых дисперсная фаза из АСВ диспергирована в мальтеновой дисперсионной среде. Физико-химические свойства и технологические характеристики нефти во многом обусловлены межмолекулярным взаимодействием в системах асфальтены-смолы и мальтены-смолы-асфальтены.

Компонентный состав АСПО может сильно изменяться в пределах одного нефтедобывающего региона, и даже в пределах отдельного месторождения.

Знание состава АСПО имеет практическое значение для оптимального подбора химических реагентов.

Для физико-химического исследования состава и структуры АСПО на практике известно множество методов, среди которых экстракционный, хроматографический, термический, спектральный, электрохимический и др.

Причины и условия образования АСПО

Стадии образования и роста АСПО:

• Зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов;
• Осаждение мельчайших кристаллов на поверхности металла;
• Осаждение более крупных кристаллов на запарафиненную поверхность.

Основными факторами, влияющими на АСПО, являются:

• Снижение давления на забое 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.

Влияние давления на забое и в стволе скважины

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. При этом нарушение равновесного состояния происходит в пласте, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.

При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатационной колонны.

В колонне НКТ (насосно-компрессорных труб) образуются две зоны:

• Выкидная часть насоса – давление резко возрастает и становится больше давления насыщения, вероятность отложения в этом интервале минимальна.
• Зона снижения давления до давления насыщения и ниже, здесь начинается интенсивное выделение парафина.

В фонтанных скважинах, при поддержании давления у башмака равным давлению насыщения, выпадения парафина следует ожидать в колонне НКТ.

Как показывает практика , основными местами образования отложений парафина являются: скважинные насосы, насосно-компрессорные трубы, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин.

Для борьбы с АСПО следует работать в двух направлениях – предупреждение образования отложений, а также удаление уже образовавшихся отложений.

На сегодняшний день существует несколько наиболее применяемых и эффективных методов борьбы с АСПО. Многообразие условий разработки нефтяных месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто требует индивидуального подхода, и даже разработки новых технологий.

В настоящее время наиболее широко используются химические методы, базирующиеся на дозировании в добываемой продукции соединений, они уменьшают, а иногда и полностью предотвращают образование отложений.

Химические реагенты для предотвращения образования АСПО подразделяются на:

• Смачивающие — образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. К ним относятся полиакриламид, кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных ПАВ;
• Модификаторы – ослабляют процесс укрупнения кристаллов, взаимодействуя с молекулами парафинов. 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, сополимеры: алифатические, этилена и сложного эфира с двойной связью; тройной сополимер этилен с винилацетатом и винилпиролидоном; полимер с молекулярной массой 2500-3000.
• Депрессаторы – адсорбируют молекулы на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению.
• Диспергаторы – обеспечивают образование тонкодисперсной системы, которая уносится потоком нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. К ним относятся соли металлов, соли высших синтетических жирных кислот, силикатно-сульфанольные растворы, сульфатированный щелочной лигнин.

Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с:

• процессом разрушения устойчивых нефтяных эмульсий;
• защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии;
• защитой от отложений солей;
• процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока.

Разработан достаточно широкий ассортимент химических реагентов для борьбы с АСПО:

• Бутилбензольная фракция (бутиленбензол, изопропилбензол, полиалкилбензолы);
• Толуольная фракция (толуол, изопентан, н-пентан, изопрен);
• Смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения и ароматических углеводородов;
• Углеводородная композиция, состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановой фракции;
• Смесь синтетических ПАВ разных классов и различного химического состава;
• Сложные смеси оксиалкилированных ПАВ и ароматических углеводородов;
• Комплексное воздействие на АСПО и коррозию при помощи реагента ИКБ-4;
• Сополимер этилена с винилацетатом СЭВА-28.

Недостатком химического метода является сложность подбора эффективного реагента, связанная с постоянным изменением условий эксплуатации в процессе разработки месторождения, а также высокая стоимость.

Физические методы основаны на действии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей.

Вибрационные методы основаны на создании в области парафинообразования ультразвуковых колебаний, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению на стенках труб.

Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным из физических методов. Под действием магнитных полей на движущуюся жидкость происходит разрушение агрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся в типичных концентрациях 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.

Образование микропузырьков газа в центрах кристаллизации после магнитной обработки обеспечивает газлифтный эффект, ведущий к росту дебита скважин.

Помимо химических методов удаления АСПО, в нефтедобыче используются также тепловые и механические методы.

Тепловые методы основаны на свойствах парафина плавиться при температурах выше 50 0 С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений или вырабатывать теплосодержащий агент. В настоящее время используются следующие технологии с применением:

• Горячей нефти или воды в качестве теплоносителя;
• Острого пара;
• Электропечей наземного и скважинного исполнения;
• Электродепарафинизаторов (индукционных подогревателей), осуществляющих подогрев нефти в скважине;
• Реагентов, при взаимодействии которых протекают экзотермические реакции.

Недостатками данных методов является высокая энергоемкость, повышенная электроопасность и пожароопасность, и ненадежность конструкции при достаточно невысокой эффективности.

Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных и распространенных методов в технологических процессах добычи, транспорта, хранения и переработки нефти.

Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся отложений АСПО. Для этой цели разработана целая гамма различных очистных устройств, описанных ниже.

Как метод предотвращения АСПО, следует отдельно выделить применение гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали.

Источник