курсовая. Борьба с асфальтосмолопарафинистыми отложениями на Быстринском м. Борьба с асфальтосмолопарафинистыми отложениями на Быстринском месторождении по дисциплине Скважинная добыча нефти
 Скачать 0.61 Mb.
|
 Для предупреждения образования АСПО применяют защитные покрытия, которые используют на внутренних поверхностях НКТ и забойного оборудования.Выделяют также микробиологические методы удаления АСПО, которые основаны на жизнедеятельности бактерий в углеводородной среде. Данные методы можно сравнить с химическими, однако микробиологические являются более лёгкими в выполнении. Ограничениями использования способа очистки являются специфичные условия, в которых могут существовать микробы. Тепловые методы основаны на температуре плавления парафиновых углеводородов, которая составляет примерно 50 oC. Искусственное увеличение и поддержание температуры нефтяной системы выше температуры начала кристаллизации твёрдых углеводородов в стволе скважины и ПЗП применяется при добыче высоковязкой парафинистой и смолистой нефти. Метод осуществляется путем применения греющего кабеля и электронагревателей. В призабойной зоне пласта применяют термит, который способен нагревается до 240 oC при высокой температуре горения. Удаление отложений проводится закачкой в пласт нагретого жидкого теплоносителя (нефть, вода), а также обработкой паром. Однако данные методы являются энергозатратными, пожароопасными и обладают низкой эффективностью. Механические методы борьбы с АСПО предполагают периодическое удаление уже образовавшихся отложений. Для применения этого метода используют скребки разных конструкций и разной периодичности действия, эластичные резиновые шары (торпеды), устройства для перемешивания. Способы механической борьбы можно охарактеризовать, как малоэффективные и трудоёмкие. Для предотвращения образования отложений используют физические методы борьбы, включающие в себя воздействие вибрационных и ультразвуковых колебаний, магнитных, электрических и электромагнитных полей, которые создают условия для разрушения структуры асфальтосмолопарафиновых веществ. Воздействие вибрационных и ультразвуковых колебаний вызывают в области образования отложений колебания, вследствие чего возникают их микроперемещения, препятствующие осаждению АСПО на стенках оборудования. Частицы, которые при этом выделяются из нефти уносятся нефтяным потоком. В движущемся нефтяном потоке присутствуют ферромагнитные субмикронные частицы соединений железа, концентрация которых варьируется в пределах от 10 до 100 грамм на тонну. И в результате воздействия магнитных волн данные агрегаты разрушаются, что влечет за собой увеличение количества центров кристаллизации кристаллов ПУ. При этом снижается скорость роста отложений, так как размеры частиц кристаллов уменьшаются. Также исследования при использовании данного метода подтверждают рост дебита скважин, который связан с появлением газлифтного эффекта, вызванным образованием микропузырьков газа в центрах кристаллизации. Однако данный метод не получил широко распространения, так как негативно влияет на прочность резьбовых соединений НКТ. Магнитные поля, применяемые для предотвращения формирования АСПО, получили широкое распространение после 2000 годов вместе с появлением высокоэнергетических магнитов, которые изготавливались на основе редкоземельных материалов.  Одними из наиболее распространённых и перспективных методов предупреждения образования отложений, а также их удаления являются химические методы борьбы. Существуют различные виды закачки химических реагентов, которые основываются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, включающие ингибиторы, применяемые для предотвращения образования АСПО, и растворители – для удаления, сформированных отложений на внутренних поверхностях нефтепромыслового оборудования. Эффективность данного метода высокая, не смотря на большие экономические затраты.Для предупреждения образования АСПО применяют защитные покрытия, которые используют на внутренних поверхностях НКТ и забойного оборудования. Выделяют также микробиологические методы удаления АСПО, которые основаны на жизнедеятельности бактерий в углеводородной среде. Данные методы можно сравнить с химическими, однако микробиологические являются более лёгкими в выполнении. Ограничениями использования способа очистки являются специфичные условия, в которых могут существовать микробы. Рассмотрим методы более подробно. Применение специальных защитных покрытий для поверхностей труб является технологическим методом предупреждения АСПО, который применяется на многих месторождениях. Различными исследованиями ученых было установлено, что шероховатость поверхности труб обсадных и подъемных колонн способствует образованию и накоплению отложений. Использование данных покрытий еще на проектной стадии разработки позволяет сделать внутреннюю поверхность труб гладкой и замедлить накопление АСПО, которые будут легко смываться движущимся газожидкостным потоком. При изменении свойств поверхности эффект снижения скорости образования отложений достигается по двум механизмам: непосредственное снижение шероховатости поверхности труб, а также изменение полярности материала стенки. Защитные покрытия состоят из гидрофильного материала (полярного), обладающего слабой адгезионной способность к отложениям парафина и гладкой поверхностью. В зависимости от условий эксплуатации скважины, свойств добываемой нефти и твёрдых углеводородов, подбирают подходящие защитные материалы. С помощью специальной установки измеряют силы адгезии отложения к поверхности материала при тангенциальной нагрузке. Сдвигающее усилие со стороны потока газожидкостной смеси должно превышать прочность сцепления АСПО с поверхностью. Таким образом было выявлено, что некоторые материалы, такие как полиэтилен, фторопласт-4, эбонит и капроны некоторых марок, со временем запарафиниваются с высокой интенсивностью. Широко применяются полярные (гидрофильные) материалы, обладающие гладкой поверхностью, диэлектрической проницаемостью 5-8 единиц и низкой адгезией, такие как стекло и стеклоэмали, бакелит, эпоксидные смолы, полиамиды и др. Чем выше полярность (гидрофильность) материала, контактирующего с нефтью, тем ниже сцепляемость АСПО с поверхностью контакта.  НКТ подвергаются ударным, растягивающим, сжимающим и изгибающим нагрузкам как в скважинах, так и при транспорте и спускоподъёмных операциях оборудования. Поэтому покрытие из стекла разрушается из-за хрупкости и отсутствия сцепления с металлической поверхностью трубы. Данным условиям больше соответствуют трубы с эпоксидными и эмалевыми покрытиями. Однако сдерживающим фактором для широкого применения данных покрытий является недостаточная термостойкость и морозостойкость.Физические методы предупреждения образования асфальтосмолопарафинов основаны на исследовании структуры и свойств отложений, а также на механизме их образования. Они включают в себя тепловые методы, воздействие электрических, магнитных и акустических полей. Тепловые методы предотвращения выпадения парафинов заключаются в обработке скважин температурой, превышающей температуру плавления парафина. Для этого используются специальные источники тепла, которые размещаются в зоне отложения парафинов. Производится прокладка линий парового или электрического подогрева трубопровода, которые применяются вместе с теплоизоляцией. При использовании установки прогрева скважин (УПС) внутреннее пространство НКТ нагревается с помощью специального грузонесущего изолированного нагревательного кабеля, помещенного внутрь НКТ, строительная длина которого равна интервалу максимального парафиноотложения. Возможно применение в скважинах, оборудованных УЭЦН и УЭВН с ПЭД, фонтанных и газлифтных скважинах. Может использоваться плоский нагревательный кабель, который располагается по наружной поверхности НКТ и применяться во всех типах нефтедобывающих скважин. Контроль нагрева кабеля и изменение параметров исходных данных осуществляется станцией управления. Наиболее прогрессивным методом предупреждения образования АСПО является применение химических реагентов. Метод является эффективным и действенным, так как способствует защите всего нефтепромыслового оборудования месторождения, включая систему сбора и транспорта углеводородного сырья. Химический метод базируется на дозировании специальных реагентов в добываемую продукцию, что способствует уменьшению или полному предотвращению образования отложений. Для предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений применяются ингибиторы, действие которых основано на адсорбционных процессах, происходящих на стадии фазового перехода компонентов из жидкого состояния в твердое.  Для применения ингибирования, химические реагенты должны соответствовать некоторым критериям:не влиять на ухудшение подготовки нефти и воды; иметь достаточно низкую температуру застывания для использования на месторождениях Западной Сибири в зимний период (около -50 оС); обладать хорошей эффективностью предотвращения образования АСПО при расходе ингибитора 100-300 грамм на тонну нефти. По механическому воздействию на АСПО ингибиторы разделяются на смачивающие (гидрофилизирующие), модифицирующие, депрессаторы и диспергаторы, а также реагенты комплексного действия. Добавление ингибирующих химических соединений в нефть способствует образованию дисперсной фазы и выносу дисперсных частиц газожидкостным потоком. Некоторые из реагентов дробят формирующиеся молекулярные группы, тем самым предотвращая образование центров кристаллизации отложений. Другие ингибиторы создают на поверхности центров кристаллизации обволакивающий энергетический барьер, который препятствует их сближению и формированию частиц, задерживая рост кристаллов. Механизм действия смачивающих ингибиторов основан на гидрофилизации металлической поверхности технологического оборудования адсорбционным слоем, состоящим из полярного высокомолекулярного полимера. Образованный слой препятствует адгезии гидрофобных отложений парафина к трубам, тем самым создаются условия для выноса отложений нефтяным потоком. Для эффективного использования ингибиторов смачивающего действия необходима периодическая обработка нефтепромыслового оборудования. Водный раствор реагента постепенно закачивается в НКТ в течение определенного времени с последующим осаждением на поверхности труб. Перед закачкой в скважину необходимо произвести ее остановку и очистку стенок труб от парафиновых отложений. Основными компонентами состава смачивателей являются полиакриламид, кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов и водные растворы синтетических полимерных ПАВ (органические амины, сульфаты, фосфаты). Реагентами смачивающих ингибиторов являются: СПА, Е2846 – 1, Е2846 – 11, РБИ – 1, РБИ – 2, ИКБ – 1, ИКБ – 2,Hol E – 2846 – 1, Hol E – 2846 – II. Преимуществом использования смачивающих реагентов является возможность их использования при высокой обводнённости нефти. Смачиватели имеют низкую температуру застывания и растворимы в воде. Недостатками технологии применения смачивателей являются: периодическая остановка скважины, удаление гидрофильного слоя за счет смыва нефтяным потоком, а также загрязнение оборудования самим реагентом.  Модификаторы представляют собой ПАВ, в составе которых содержатся хлор, азот и сера. Механизм действия реагентов заключается в модификации кристаллов парафина при взаимодействии с молекулами. Данный тип ингибитора изменяет форму и поверхностную энергию кристаллов ПУ, тем самым ослабляя их адгезионные свойства. В отличие от первоначальной игольчатой или ромбической формы, кристалл становится более округлым. В результате ингибирующего процесса образуются недоразвитые дендритные кристаллы, которые по структуре получаются несоединёнными между собой. Размеры сформированных кристаллов ПУ небольшие, что способствует поддержанию их во взвешенном состоянии в объёме движущегося газожидкостного потока. Вязкость нефти при этом снижается, как и температура застывания. Однако модификаторы не полностью предотвращают начальную стадию формирования отложений парафина на поверхности металла, а только когезию между частицами, уменьшая при этом толщину парафинового слоя.Модифицирующие реагенты имеют схожую структуру с молекулами парафина. Это благоприятствует внедрению модификаторов в формирующийся кристалл парафина и соединение с ним. В состав ингибиторов-модификаторов входят растворимые в нефти полимеры: атактический полипропилен (молекулярная масса 2000-3000), низкомолекулярный полиизобутилен, сополимеры этилена и сложных эфиров, тройной сополимер этилена с винилацетатом, акриловой и метакриловой кислотами, а также другие высокомолекулярные соединения, в основном, с чередующимися полярными группами. Бывают реагенты модификаторы: ДН – 1, ВЭС – 501, Азолят – 7, С4160, С4117. Недостаток модификаторов – высокая температура застывания в товарном виде. Ограничениями модификации кристаллов ПУ являются определенные условия протекания процесса. Температура должна быть: выше температуры помутнения раствора парафина на начальной стадии формирования центров кристаллизации; равной температуре помутнения раствора парафина в момент сокристаллизации модификатора и парафина; ниже первоначальной температуры помутнения при адсорбции на кристаллах парафина. Депрессоры представляют собой высокомолекулярные органические неионогенные ПАВ (молекулярная масса 5000-6000). Основу состава депрессоров составляют полициклические ароматические углеводороды. Компонентами являются сополимеры этилена с винилацетатом, полиметилкрилаты, полиолефины, сложные эфиры и высшие спирты. Известные депрессоры: Visco-5351, ИПХ-9, ТюмНИИ-77М, Дорад-1А. Реагенты депрессорного действия смешиваются с нефтью и изменяют поверхностные свойства твёрдых углеводородных компонентов, замедляя процесс кристаллизации. Механизм действия заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, затрудняя их способность к агрегации и предотвращая дальнейший рост, преобразуя сольватную оболочку кристаллов. Депрессоры уменьшают прочность кристаллической решётки молекул парафина и снижают температуру застывания парафиновой нефти. |