Інгібітори парафіновідкладення

Вступ.docx

Присутність у стічній воді залишкової нафти (після водопідготовки) навіть у кількості 30-40 мг/л при її тривалому закачуванні також призводить до утворення і накопичення значного обсягу АСПО в привибійній зоні нагнітальних свердловин.

При транспортуванні нафт, що містять значну кількість парафінів, смол та асфальтенів, можуть виникати труднощі внаслідок утворення АСПО та підвищення в'язкості потоку.

Загальна характеристика АСПО

Під парафіновими сполуками, що виділяються з нафти у свердловинах у процесі видобутку нафти, розуміють складну вуглеводневу фізико-хімічну суміш, до складу якої входить ціла гама речовин.

В першу чергу це - власне парафіни, що є вуглеводнями метанового ряду від С16Н34 до C64H130, а також асфальтосмолисті сполуки, силікагелеві смоли, масла, вода, механічні домішки.

Зміст окремих компонентів у парафіністій масі по-різному і залежить від умов формування нафтового покладу та характеристики нафти. Загальноприйнята за ГОСТ 912-66 технологічна класифікація поділяє нафти за вмістом парафіну на такі види:

малопарафінові менше 1,5% (за масою);

парафінові від 1,5 до 6% (за масою);

високопарафінові більше 6,0% (за масою).

При цьому слід сказати, що наявність парафіну незалежно від його кількості в нафті ставить перед виробниками багато технологічних та технічних завдань, пов'язаних із ліквідацією ускладнень, які вони викликають.

Парафіни в нафті у пластових умовах перебувають у розчиненому стані. Нафти однієї й тієї району містять тим менше парафіну, що більше у яких смолистих речовин. Зміст парафіну в нафтах однієї й тієї ж родовища зростає з глибиною залягання.Температура плавлення твердих парафінових вуглеводнів тим вища, чим більша їхня молекулярна маса. Щільність парафінів у твердому стані коливається від 865 до 940 кг/м 3 , а розплавленому - від 777 до 790 кг/м 3 . Розчинність парафіну в органічних рідинах велика, падає зі збільшенням молярної маси та зростає із підвищенням температури.

У хімічному відношенні парафіни відрізняються стійкістю до різних хімічних реагентів. Сірчана кислота не діє на парафін не тільки за низьких температур, а й за високих. Звичайні азотна та соляна кислоти, а також луги інертні щодо парафіну. Парафін легко окислюється повітрям.

Високомолекулярні парафіни від С37Н74 до С53Н108 звані церезинами, відрізняються за своїми властивостями від звичайних парафінів - мають більш високу температуру кипіння, а також мають великі молекулярні маси і щільність.

До складу смолистих речовин входять азот, сірка та кисень. Вони мають високу молярну масу, нелеткі, мають велику неоднорідність. За класифікацією деяких учених до групи смолистих сполук віднесено асфальтени.

Вміст смолистих речовин та парафіну пов'язане зворотним співвідношенням.

У нафті міститься невелика кількість асфальтенів (2-5%). Щільність їх коливається в межах 1000 кг/м 3 вони добре розчиняються в бензолі, але нерозчинні в спирті і бензині. Таким чином, склад АСПО залежить від складу нафти та термодинамічних умов їх утворення. У табл. 7.1 наведено склад парафінових відкладень у свердловинах Бобровського та Покровського родовищ.

Методи боротьби з відкладенням парафіну

Парафінові відкладення є темною масою від мазеподібної до твердої консистенції: вони містять, крім парафіну, значну кількість смол,олій, води (у свердловинах, що дають обводнену нафту) та мінеральних частинок. Відкладення парафіну в підйомних трубах можуть призвести до різкого зменшення їх поперечного перерізу, внаслідок чого знижується дебіт і зменшується буферний тиск, а потім закупорюються підйомні труби, після чого припиняється фонтанування. Таким чином, нормальна експлуатація фонтанних свердловин, в яких видобувається парафініста нафта, неможлива без видалення відкладень парафіну зі стінок труб або вжиття заходів, що запобігають випаданню парафіну на стінках.

Добавки до потік хімічних реагентів сприяє підвищенню дисперсності частинок парафіну в нафті. Такими реагентами можуть бути нафторозчинні ПАР. Застосування реагенту ХТ-48 показало, що він не повністю запобігає відкладенню, хоча відкладення знижується.

При тепловому методі боротьби з відкладенням парафіну проводять періодичне закачування в затрубний простір свердловин гарячої нафти (газоконденсату), пари перегрітої або параповітряної суміші. Під дією видаляється разом з рідиною, що закачується і видобувається з підйомних труб, а також з викидного трубопроводу. Механічна очистка підйомних труб виписується в процесі експлуатації свердловин без їх зупинки і полягає в зіскоблювання зі стінок відкладень парафіну різними скребками.

Електропрогрів ПЗЗ не супроводжується внесенням у пласт теплоносія – води чи пари, конденсату, які можуть взаємодіяти з глинистими компонентами пласта. Однак електропрогрівом, внаслідок малої теплопровідності гірських порід, не вдається прогріти більш менш значну зону, і радіус ізотерми з надмірною температурою 40 °С, як показують розрахунки та дослідження, ледве досягає 1 м.

При закачуванні теплоносія радіус зони прогріву легко доводиться до10 - 20 м, але для цього потрібні стаціонарні котельні установки - парогенератори. При періодичному електропрогріванні ПЗЗ у свердловину на спеціальному кабелі-тросі спускають на потрібну глибину електронагрівач потужністю кілька десятків кВт. Підвищення потужності призводить до підвищення температури в зоні розташування нагрівача до 180 - 200 ° С, що викликає утворення коксу з нафти.

Одним із різновидів депарафінізації є застосування пристроїв, що розташовуються в області інтенсивного парафіноутворення.

Практика використання електропрогріву ПЗЗ показала, що температура на вибої стабілізується через 4 - 5 діб безперервного прогріву. У деяких випадках стабілізація настає через 2,5 діб.

Для очищення підйомних труб від парафіну можна застосовувати теплову дію або механічне очищення спеціальними скребками.

Під час теплового впливу підйомні труби підігрівають парою, гарячою нафтою або нафтопродуктами. Труби пропарюють без зупинки фонтану за допомогою спеціальної парової пересувної установки (ППУ), змонтованої на автомашині Пар від парової установки подається в затрубний простір свердловини і виходить через підйомні труби, прогріваючи їх. лінії.

Цей метод очищення підйомних труб від парафіну застосовують у фонтанних свердловинах із невеликим затрубним тиском.

Теплові способи очищення підйомних труб фонтанних свердловин від парафіну трудомісткі та громіздкі, оскільки вимагають застосування спеціальних технічних засобів та додаткового обслуговуючого персоналу. Ці способи не запобігають відкладенню парафіну в трубах. Тому вони застосовуються в основному епізодично, за сприятливих умов і коли з якихось причин невдається використовувати інші ефективніші способи.

До останнього часу переважав механічний спосіб видалення відкладень парафіну зі стін підйомних труб, що здійснюється за допомогою скребків різної конструкції. Очищення підйомних труб від парафіну скребками виконується у процесі експлуатації свердловини без її зупинки.

До недоліків механічної очистки підйомних труб від парафіну слід віднести те, що у кожної свердловини доводиться мати додаткове обладнання, яке необхідно обслуговувати і яке є джерелом додаткових неполадок при експлуатації свердловин (обрив дроту, вихід з ладу окремих вузлів тощо).

При сучасному розвитку автоматизації та телемеханізації на нафтовидобувних підприємствах, коли обладнання та механізми для видобутку нафти повинні бути високонадійними та процеси забезпечені засобами місцевої автоматики, застосування засклених труб або труб, футерованих іншими покриттями, найбільш вдало вирішує проблему усунення відкладень парафіну в підйомних трубах та поверхонь .

Способи запобігання парафіновідкладення

Для запобігання парафіновідкладення застосовують різноманітні композиції хімічних речовин, що істотно розрізняються за механізмом впливу на утворення смолопарафінових відкладень на поверхні обладнання.

Так, композиції, що складаються в основному з ПАР є змочувачами поверхні обладнання та диспергаторами смолопарафінових складових відкладень. При постійному дозуванні такого хімпродукту у свердловину на поверхні обладнання створюється гідрофільна плівка, що перешкоджає формуванню на ній відкладень. Одночасно такий реагент має диспергуючу дію на тверду фазу смолопарафінових речовин, що сприяє безперешкодномувинесення їх потоком рідини. Для попередження відкладень парафіну застосовуються хімреагенти-депресатори, що запобігають росту кристалів та утворенню структур із щільною упаковкою молекул твердих вуглеводнів.

Відкладенням парафіну перешкоджають також хімреагенти-модифікатори, що змінюють кристалічну структуру парафінів у процесі їх фазового переходу. Основна вимога успішного застосування експериментально підібраних хімреагентів – подача реагенту в потік продукції свердловини до початку кристалізації парафіну.

Практика показує, що для запобігання відкладенню парафіну при видобутку, зберіганні та транспорті нафти застосовуються:

підтримка пластового тиску вище тиску початку розгазування;
видобуток нафти у стійкому турбулентному режимі;
підвищення розчинної здатності нафти з допомогою використання нафтових розчинників;
електромагнітне поле чи ультразвук;

Кожен спосіб запобігання відкладенням парафіну в процесі видобутку нафти має свою сферу ефективного застосування.

Інгібіторний захист відрізняється технологічною ефективністю, що багато в чому не залежить від геолого-фізичних, гідродинамічних і термодинамічних умов видобутку нафти (при подачі інгібітору до початку кристалізації парафіну).

Хімічні сполуки та хімреагенти, що використовуються як інгібітори парафіновідкладень, за механізмом дії можна розділити на групи:

адгезійної (змочує, гідрофілізуючої, що покриває) дії;
модифікуючої (депресорної) дії;
миючої (комплексної, багатофазної детергентної дії).

Механізм дії інгібіторів адсорбційної дії полягає у гідрофілізації металевої поверхні нафтопромислового обладнання.(Труб) полімерним високомолекулярним полярним адсорбційним шаром. Цей шар є ніби мастилом для неполярної парафіновмісної нафтової фази, що забезпечує скорочення відкладень на поверхні обладнання.

Інгібітори модифікуючої дії змінюють кристалічну структуру парафінів у момент виникнення твердої фази. Внаслідок цього утворюються дендритні недорозвинені кристали парафіну, структурно не з'єднані один з одним.

Дія інгібіторів миючого типу полягає в наступному:

інгібітор розчиняється в нафті безпосередньо або через контакт фаз вода-інгібітор-нафта;
алканові блоки ПАР впроваджуються в парафіновідкладення в момент фазового переходу в твердий стан і співкристалізуються з ними;
гідрофільні блоки концентруються на поверхні поділу фаз у воді, стінках обладнання;
гідрофобні блоки концентруються на поверхні поділу фаз у нафті;
полярні аніонні та катіонні групи ПАР впливають на зародження, зростання кристалів та величину частинок дисперсії асфальтосмолопарафінових відкладень;
інгібітори неміцно адсорбуються на металі та легко змиваються потоком пластової води або нафти;