Борьба с парафиновыми отложениями в нефтегазоводобывающей промышленности

 

 

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ЖИРНОВСКИЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИКУМ»

 

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

 

По дисциплине: «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин»

 

 Для специальности: 130503 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

 

Тема: «Борьба с парафиновыми отложениями в нефтегазоводобывающей промышленности»

 

            Руководитель проекта: __________ Филатов Н.Н.

            Исполнитель работы:____________     Политова Н.В.

            Оценка за работу:_______________

 

 

 

г.Нягань

2010 г.

Содержание

 

Введение.

1. Общие сведения о парафинистых нефтях и их свойствах.
2. Причины и условия образования парафинистых отложений.
3. Методы борьбы с парафиновыми отложениями в нефтегазодобывающей промышленности.
4. Новая технология борьбы с парафиновыми отложениями ООО «Каскад».

Заключение.

Список литературы.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение.

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

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Общие сведения о  парафинистых нефтях и их свойствах.

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

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

3) Парафинистые с содержанием парафина выше 6 %.

Известно, что парафин содержится во всех добываемых нефтях, но в различных количествах. Парафинистые нефти характеризуются высокой температурой застывания. В некоторых случаях температура застывания высокопарафинистых нефтей достигает +40°С, вследствие чего нефти приобретают мазеобразную консистенцию; вязкость нефти сильно повышается при незначительном понижении температуры. Так, например, при температуре - 20°С и ниже нефти с содержанием парафина 5-8% теряют текучесть. Перекачка такой нефти по поверхностным трубопроводам в зимний период в значительной степени затрудняется и в некоторых случаях требуется специальный подогрев. Парафинистые нефти, обычно имея высокие бензиновые потенциалы, являются в большинстве своем светлыми, легкими; имеют небольшой удельный вес и мало содержат смолистых веществ.  
 Рассмотрим химический состав твердых парафинов - веществ, выпадающих из нефти и газового конденсата при понижении температуры. В состав природных углеводородов входят алканы, циклоалканы, ароматические соединения и другие. В зависимости от числа атомов углерода в молекуле к-алканы могут находиться в различных агрегатных состояниях. Так, при стандартных условиях (температуре 20°С и атмосферном давлении) легкие и-алканы (метан, этан, пропан и бутан) находятся в газообразном состоянии. Более тяжелые гомологи метана с числом атомов углерода от 5 до 15 при нормальных условиях являются жидкостями, а с числом атомов более 15 - находятся в твердом состоянии. Твердая фаза, выделяющаяся из нефтей, а также из нефтепродуктов и газового конденсата, представляет собой смесь различных компонентов, состоящую преимущественно из алканов нормального строения. Именно это является причиной того, почему выпадающий твердый осадок обычно именуют попросту «парафином». Этот устоявшийся термин часто используют для обозначения всей гаммы тяжелых углеводородов, выделяющихся из нефти при ее охлаждении. По результатам исследования составов и свойств парафинов обнаружено, что н-алканы доминируют в составе нефтяных парафинов, суммарное содержание мзо-алканов, нафтенов и ароматических углеводородов относительно мало и, как правило, не превышает 20 - 30%. Отсюда следующая закономерность: из более легкой по составу нефти (либо нефтепродукта) выпадает твердая фаза с более высоким содержанием алканов. В общем случае, в зависимости от состава углеводородной жидкости, из которой образовались парафины, они могут содержать примерно 65 - 97% и-алканов. Для сравнения заметим, в самой углеводородной жидкости содержание н-алканов гораздо ниже и может составлять в нефти и керосине примерно 18 - 22%, в дизельном топливе -   12-28%. Итак, состав твердых парафинов определяется, прежде всего, алканами. Парафин в природных условия встречается в нефтях и озокеритах. В нефтях он находиться в растворенном и во взвешенном состоянии в виде отдельных кристаллов. Очищенный парафин представляет собой бесцветную или белую кристаллическую массу, без запаха и вкуса, слегка жирную на ощупь, плотность которого колеблется от 907 до 915 кг/м3 при 15°С, плотность неочищенного парафина 881 - 905 кг/м3. Температура плавления парафина зависит от его молекулярного веса и находится в пределах от 49 до 60°С, что соответствует молекулярному весу парафина, примерно равному 390 - 430. В нефтях обычно содержится парафин с молекулярным весом, равным 400 - 430, а высшие фракции твердых углеводородов являются церезинами. Растворимость парафина в нефтяных дистиллятах обычно падает с увеличением молекулярного веса дистиллята и растет с повышением его температуры. При низких температурах, около - 10°С, парафин в нефтяных дистиллятах практически не растворим. Он хорошо растворяется в эфире, хлороформе, бензоле, петролейном эфире и сероуглероде. При нагревании может быть, также растворим во многих растительных маслах; плохо растворяется в спирте, совершенно не растворим в воде. В химическом отношении парафин является весьма стойким по отношению к различным химическим реагентам. Так, например, дымящаяся серная кислота даже при нагревании не действует на парафин. При обыкновенной температуре парафин также устойчив к различным кислотам и щелочам. При повышенной температуре парафин окисляется кислородом воздуха, особенно в присутствии катализаторов, на чем основано получение жирных высокомолекулярных кислот, широко применяющихся в народном хозяйстве. Нефтяные парафины состоят главным образом из углеводородов метанового ряда нормального строения.

 

 

 

2. Причины и условия  образования парафиновых отложений.

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО) (рис. 1). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению МРП работы скважин и эффективности работы насосных установок.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 1 - Асфальтосмолопарафиновые отложения в НКТ

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

1)малопарафиновые - менее 1,5% мас.;

2) парафиновые - от 1,5 до 6% мас.;

3) высокопарафиновые - более 6 % мас..

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

Известны две стадии образования и роста парафиновых отложений. Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности. На второй стадии происходит осаждение на покрытую парафином поверхность более крупных кристаллов.

На образование парафиновых отложений оказывают существенное влияние:

• снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;
• интенсивное газовыделение;
• уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
• изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов;
• состав углеводородов в каждой фазе смеси;
• соотношение объема фаз;
• состояние поверхности труб.

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

Влияние давления на забое и в стволе скважины. В случае, когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из нее парафинов. Равновесное состояние нарушается в пласте, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.

При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса может быть меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатационной колонны. В колонне НКТ, выше насоса, можно выделить две зоны. Первая - непосредственно над насосом: здесь давление резко возрастает и становится больше давления насыщения. Вероятность отложения в этой зоне минимальна. Вторая - зона снижения давления до давления насыщения и ниже, где начинается интенсивное выделение парафина.

В фонтанных скважинах при поддержании давления у башмака равным давлению насыщения, выпадение парафина следует ожидать в колонне НКТ. Как показывает практика, основными объектами, в которых наблюдается образование отложений парафина, являются скважинные насосы, НКТ, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин.

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

Рис. 2 - Отложение АСПО по глубине скважины

 

 

 

 

 

 

 

Анализ состава АСПО, отобранных на различных глубинах скважин, показал, что на глубине более 1000м содержится больше асфальто-смолистых веществ, чем парафинов. Механические примеси на таких глубинах практически не участвуют в формировании отложений (их содержание не превышает 4 - 5% мас.).

С уменьшением глубины наблюдаются снижение содержания асфальто-смолистых веществ в АСПО, а также увеличение количества механических примесей и твердых парафинов (рис. 3).

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

 

 

 

 

 

 

 

 

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

 

 

 

3. Методы борьбы  с  парафиновыми отложениями в нефтегазодобывающей  промышленности.

Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по предупреждению образования отложений и их удалению (рис. 4).

Существует несколько наиболее известных и активно применяемых в нефтедобывающей промышленности методов борьбы с АСПО. Но многообразие условий разработки месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий.

 

 

 

Рис. 4 - Классификация методов борьбы с АСПО

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

Химические реагенты подразделяются 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 относятся полиакриламид (ПАА), ИП-1;2;3, кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных ПАВ.

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 винилацетатом и винилпиролидоном, полимер с молекулярной массой 2500-3000.

Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению. К известным депрессаторам относятся «Парафлоу АзНИИ», алкилфенол ИПХ-9, «Дорад-1А», ВЭО-504 ТюмИИ, «Азолят-7».

Диспергаторы - химические реагенты, обеспечивающие 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: