Реферат Технічні засоби боротьби з АСПО - Банк рефератів, творів, доповідей, курсових та рефератів

Вплив температури в пласті та в стовбурі свердловини. Нафта є складною за хімічним складом сумішшю компонентів, які, залежно від будови та зовнішніх умов, можуть перебувати у різних агрегатних станах. Зниження температури викликає зміну агрегатного стану компонентів, що призводить до утворення центрів кристалізації та зростання кристалів парафіну. Характер розподілу температури по стовбуру свердловини істотно впливає на парафіноутворення і залежить від:

- Інтенсивності передачі тепла від свердловини, що рухається по стовбуру рідини навколишнім породам. Теплопередача залежить від градієнта температур рідини та навколишніх свердловину порід та теплопровідності кільцевого простору між підйомними трубами та експлуатаційною колоною;

- розширення газорідинної суміші та її охолодження, викликаного роботою газу з підйому рідини.

Вплив газовиділення. Лабораторні дослідження показали [1], що на інтенсивність утворення парафіновідкладень впливає процес виділення та поведінки газових бульбашок у потоці суміші. Відомо, що газові бульбашки мають здатність флотувати зважені частки парафіну. При контакті пляшечки з поверхнею труби частинки парафіну стикаються зі стінкою і відкладаються на ній. Надалі процес відкладення парафіну наростає внаслідок його гідрофобності. На стінці труби утворюється шар із кристалів парафіну та бульбашок газу. Чим менш газонасичений цей шар, тим більшу щільність має. Тому більш щільні відкладення утворюються в нижній частині підйомних труб, де бульбашки газу малі і мають більшу силу прилипання до кристалів парафіну і стінок труби.

Вплив швидкості руху газорідинної суміші. Інтенсивність освіти АСПО убагато в чому залежить від швидкості перебігу рідини. При ламінарному характері течії, тобто низьких швидкостях потоку, формування АСПО відбувається досить повільно. Зі зростанням швидкості (при турбулізації потоку) інтенсивність відкладень спочатку зростає. Подальше зростання швидкості руху газорідинної суміші веде до зменшення інтенсивності відкладення АСПО: велика швидкість руху суміші дозволяє утримувати кристали парафіну у зваженому стані та виносити їх зі свердловини. Крім того, потік, що рухається, зриває частину відкладень зі стінок труб, чим пояснюється різке зменшення відкладень в інтервалі 0-50 м від гирла свердловини. При великих швидкостях руху потік суміші охолоджується повільніше, ніж при малих, що також уповільнює утворення АСПО [5].

Вплив шорсткості стін труб. Стан поверхні труб впливає утворення відкладень. Мікронерівності є вогнищами вихроутворення, розриву шару, сповільнювачами швидкості руху рідини біля стінки труби. Це спричиняє утворення центрів кристалізації відкладень, прилипання кристалів парафіну до поверхні труб, блокування їх руху між виступами та западинами поверхні. У разі, коли значення шорсткості поверхні труб можна порівняти з розміром кристалів парафіну, або менше його, процес утворення відкладень утруднений.

Вплив електризації. Процес утворення АСПО має адсорбційний характер. Адсорбційні процеси супроводжуються виникненням подвійного електричного шару поверхні контакту парафіну з газонафтовим потоком. При механічному порушенні рівноважного стану шару на поверхні труби або шару парафіну з'являються некомпенсовані заряди статичної електрики, тобто відбувається електризація як поверхні труби, так і поверхні кристалівпарафіну, що посилює адгезію парафіну до металу [10].

2. Методи боротьби з АСПО

Боротьба з АСПО передбачає проведення робіт із запобігання утворенню відкладень та їх видаленню (рис. 4).

Існує кілька найбільш відомих та активно застосовуваних у нафтовидобувній промисловості методів боротьби з АСПО. Але різноманіття умов розробки родовищ і відмінність характеристик продукції часто вимагає індивідуального підходу і навіть розробки нових технологій.

Хімічні методи базуються на дозуванні в продукцію, що видобувається, хімічних сполук, що зменшують, а іноді і повністю запобігають утворенню відкладень. В основі дії інгібіторів парафіновідкладень лежать адсорбційні процеси, що відбуваються на межі поділу між рідкою фазою та поверхнею металу труби [3].

Хімічні реагенти поділяються на змочувальні, модифікатори, депресатори та диспергатори [4]:

Змочують реагенти утворюють на поверхні металу гідрофільну плівку, що перешкоджає адгезії кристалів парафіну до труб, що створює умови для їх винесення потоком рідини. До них відносяться поліакриламід (ПАА), ІП-1; 2; 3, кислі органічні фосфати, силікати лужних металів, водні розчини синтетичних полімерних ПАР.

Модифікатори взаємодіють із молекулами парафіну, перешкоджаючи процесу укрупнення кристалів. Це сприяє підтримці кристалів у зваженому стані у процесі їхнього руху. Такими властивостями володіють атактичний пропілен з молекулярною масою 2000-3000, - низькомолекулярний поліізобутилен з молекулярною масою 8000-12000, аліфатичні сополімери, сополімери етилену і складного ефіру з подвійним зв'язком, потрійний сополімер етилену з вінілцетатом2500–3000.

Механізм дії депресаторів полягає в адсорбції молекул на кристалах парафіну, що ускладнює їхню здатність до агрегації та накопичення. До відомих депресаторів відносяться "Парафлоу АзНДІ", алкілфенол ІПХ-9, "Дорад-1А", ВЕО-504 ТюмІІ, "Азолят-7" [1].

Диспергатори - хімічні реагенти, що забезпечують утворення тонкодисперсної системи, яка відноситься потоком нафти, що перешкоджає відкладенню кристалів парафіну на стінках труб. До них відносяться солі металів, солі вищих синтетичних жирних кислот, силікатно-сульфанольні розчини, сульфатований лужний лігнін [3]. Використання хімреагентів для запобігання утворенню АСПО у багатьох випадках поєднується з:

процесом руйнування стійких нафтових емульсій;
захистом нафтопромислового обладнання від корозії;
захистом від солевідкладень;
процесом формування оптимальних структур газорідинного потоку

Розроблено досить широкий асортимент хімічних реагентів боротьби з АСПО. В даний час застосовуються такі марки реагентів:

бутилбензольна фракція (бутиленбензол, ізопропілбензол, поліалкілбензоли). Запропоновано для використання СевКавНИПИнефть;
толуольна фракція (толуол, ізопентан, н-пентан, ізопрен);
СНПХ-7р-1 - суміш парафінових вуглеводнів нормального та ізобудування, а також ароматичних вуглеводнів (ВАТ "НДІнафтохім", м. Казань);
СНПХ-7р-2 - вуглеводнева композиція, що складається з легкої піролізної смоли та гексанової фракції (ВАТ "НДІнафтохім", м. Казань);
ХПП-003, 004, 007 (ЗАТ "Когалимський завод хімреагентів", м. Когалим);
МЛ-72 - суміш синтетичних ПАР;
реагенти типу СНПХ-7200, СНПХ-7400 - складні суміші оксиалкілованих ПАР та ароматичнихвуглеводнів (ВАТ "НДІнафтохім", м. Казань);
реагент ІКБ-4, що надає комплексний вплив на АСПО та корозію металу труб (ІНХП, м. Уфа);
ІНПАР (Дослідний завод "Нафтохім", м. Уфа);
СЕВА-28 - сополімер етилену з вінілацетатом (ВНІІНП та ВНІІТнафта, м. Москва) [5].

Мал. 4 - Класифікація методів боротьби з АСПО

Крім перерахованих реагентів у нафтогазовидобутку використовують також Урал-04/88, ДМ-51; 513; 655; 650, ДВ-02; 03, ЦД-1; 2, О-1, В-1, ХТ-48, МЛ-80, Прогалити ГМ20/40 та НМ20/40.

Поряд із високою вартістю суттєвим недоліком хімічного методу є складність підбору ефективного реагенту, пов'язана з постійною зміною умов експлуатації у процесі розробки родовища.

Методи, що відносяться до фізичних, засновані на впливі механічних і ультразвукових коливань (вібраційні методи), а також електричних, магнітних і електромагнітних полів на продукцію, що видобувається і транспортується.

Вібраційні методи дозволяють створювати ультразвукові коливання в області парафіноутворення, які, впливаючи на кристали парафіну, викликають їхнє переміщення, що перешкоджає осадженню парафіну на стінках труб [1].

Вплив магнітних полів слід віднести до найперспективніших фізичних методів. Використання в нафтовидобутку магнітних пристроїв для запобігання АСПО почалося в п'ятдесяті роки минулого століття, але через малу ефективність широкого поширення не набуло. Відсутні магніти, які досить довго і стабільно працюють в умовах свердловини. Останнім часом інтерес до використання магнітного поля для впливу на АСПО значно зріс, що пов'язано з появою на ринку широкого асортименту високоенергетичних магнітів на основірідкісноземельних матеріалів. В даний час близько 30 різних організацій пропонує магнітні депарафінізатори [11-19].

Встановлено [13], що під впливом магнітного поля в рідині, що рухається відбувається руйнування агрегатів, що складаються з субмікронних феромагнітних мікрочастинок сполук заліза, що знаходяться при концентрації 10-100 г/т в нафті і попутній воді. У кожному агрегаті міститься від кількох сотень до кількох тисяч мікрочастинок, тому руйнування агрегатів призводить до різкого (в 100-1000 разів) збільшення концентрації центрів кристалізації парафінів та солей та формування на поверхні феромагнітних частинок бульбашок газу мікронних розмірів. В результаті руйнування агрегатів кристали парафіну випадають у вигляді тонкодисперсної, об'ємної, стійкої суспензії, а швидкість зростання відкладень зменшується пропорційно зменшенню середніх розмірів, що випали спільно зі смолами і асфальтенами в тверду фазу кристалів парафіну. Утворення мікробульбашок газу в центрах кристалізації після магнітної обробки забезпечує, на думку деяких дослідників, газліфтний ефект, що веде до деякого зростання дебіту свердловин.

У нафтовидобутку використовують теплові, хімічні та механічні методи видалення АСПО. Теплові методи засновані на здатності парафіну плавитися за температур вище 50 0С і стікати з нагрітої поверхні. Для створення необхідної температури потрібно спеціальне джерело тепла, яке може бути поміщене безпосередньо в зону відкладень, або необхідно виробляти агент, що містить тепло, на гирлі свердловини. В даний час використовують технології із застосуванням:

гарячої нафти або води як теплоносій;
електропечей наземного та свердловинного виконання;
електродепарафінізаторів (індукційнихпідігрівачів), що здійснюють підігрів нафти у свердловині;
реагентів, при взаємодії яких протікають екзотермічні реакції

Технологія застосування теплоносія передбачає нагрівання рідини у спеціальних нагрівачах (котельних установках пересувного типу) та подачу її в свердловину способом прямого або зворотного промивання. Зворотне промивання більш переважне, тому що при цьому виключено утворення парафінових пробок, що часто виникають при прямому промиванні [1].

Недоліками цих методів є їх висока енергоємність, електро- та пожежонебезпечність, ненадійність та низька ефективність застосовуваних технологій.

Застосування розчинників для видалення відкладень, що вже утворилися, є одним з найбільш відомих і поширених інтенсифікуючих методів у технологічних процесах видобутку, транспорту, зберігання та переробки нафти. Однак і тут проблема підбору розчинника в конкретних умовах дуже далека від дозволу. Як правило, підбір розчинників АСПО здійснюється емпірично. Це пов'язано з нестачею інформації про їх структуру та властивості та малою вивченістю механізму взаємодії нафтових дисперсних систем з розчинниками.

Механічні методи припускають видалення відкладень АСПО, що вже утворилися, на НКТ. Для цієї мети розроблено цілу гаму скребків різної конструкції.

За конструкцією та принципом дії скребки поділяють на:

пластинчасті зі штангообертачем, що мають дві ріжучі пластини, здатні очищати АСПО тільки при обертанні. Для цього використовують штангообертачі, підвішені до головки балансира верстата-качалки. Обертання колони штанг і, отже, скребків відбувається тільки при русі вниз. Таким шляхом скребок зрізає АСПО із поверхні НКТ;
спіральні, зворотно-поступальні дії;
"літаючі", оснащені ножами-крилами, які розкриваються під час руху вгору, що забезпечує їм підйомну силу. Застосовують, як правило, у викривлених свердловинах.

Використання такого методу боротьби з АСПО значно ускладнюється тим, що для застосування часто необхідна зупинка роботи свердловини і попередня підготовка поверхні труб (для деяких видів скребків). Крім того, можливе застрявання скребків, обрив їхнього кріплення та деякі інші ускладнення.

Останніми роками замість металевих пластинчастих скребків на штангах зміцнюють пластикові скребки (рис. 5). Вони одночасно грають роль центраторів. Є інформація, що з використанням скребків-центраторів протирається НКТ.