Система сбора и подготовки скважин. Реферат ССиПС. Парафины, причины образования и отложения парафинов в нефтепроводах. Методы борьбы с парафином
 Скачать 126.75 Kb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФГБОУ ВО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Кафедра «Разработки и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений им. В. И. Кудинова» Направление: Нефтегазовое дело Профиль: 21.03.01.05 Сооружение и ремонт объектов и систем трубопроводного транспорта Реферат по дисциплине: «Системы сбора и подготовки скважинной продукции» на тему: «Парафины, причины образования и отложения парафинов в нефтепроводах. Методы борьбы с парафином» Работу выполнили Студенты группы ВУСБ-21.03.01-47 Стяжкин Антон Вячеславович Работу проверила Доцент Латыпов Ринат Гаязович Ижевск 2022. ВВЕДЕНИЕ 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. 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. ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ 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, жидком и твердом 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. 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 природные 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. [1] 2. Причины образования парафинистых отложений: 1. Ввиду недостаточной скорости потока твердые частицы, выносимые из скважин вместе с нефтью на поверхность, оседают в нефтепроводе, уменьшая его проходное сечение. 2. При определенных термодинамических условиях из совместного потока нефти, газа и воды могут выпадать различные «соли и парафин, создающие твердый, трудно разрушаемый осадок. 3. При интенсивной коррозии разрушаются внутренние стенки трубопроводов, в результате образовавшаяся окалина при низких скоростях потока жидкости может оседать в трубопроводах и уменьшать их живое сечение. На образование парафиновых отложений на стенках труб влияет: 1. Состояние поверхности трубы, соприкасающейся с нефтью (шероховатая, гладкая, полированная). Шероховатые стенки труб способствуют отложению парафина, так как шероховатость при развитом турбулентном режиме движения интенсифицирует перемешивание потока, а следовательно, и выделение газа и парафина из нефти непосредственно у стенок труб. 2. Способность нефти растворять парафины. Практикой установлено, что чем тяжелее нефть, тем хуже она растворяет парафин и тем, следовательно, интенсивнее будет выпадать из такой нефти парафины и отлагаться на стенках труб. 3. Концентрация парафиновых соединений в нефти. Этот фактор играет исключительную роль при образовании парафиновых отложений на стенках труб, т.е. чем выше эта концентрация, тем интенсивнее будут отложения при всех прочих равных условиях. 4. Темп снижения давления в потоке нефти. Чем больше перепад давления, тем интенсивнее происходит образование и выделение из нефти новой фазы —газа, сопровождающейся понижением температуры нефтегазового потока. Кроме того, разгазирование нефти влечет за собой выделение прежде всего легких фракций, являющихся наилучшим растворителем парафиновых соединений. 5. Скорость нефтегазового потока. Этот фактор также играет не последнюю роль при образовании парафиновых. отложений в трубах: чем ниже скорость потока, т.е. чем меньше дебит скважин, тем интенсивнее отлагается парафин и наоборот. 3. Методы предотвращения и устранения отложений парафина. 1. Применение высоконапорной (0.981—1,47 МПа) герметизированной системы сбора нефти и газа значительно снижает разгазирование нефти и предотвращает выпадение и отложение парафина. 2. Использование паропередвижных установок (ППУ), высокотемпературный пар которых направляется в запарафиненные трубы. Под действием высокой температуры пара отложения парафина плавятся и затем удаляются из трубопроводов. 3. Покрытие внутренней поверхности трубопроводов различвым лаками, эпожендными смолами и стеклопластиками, сушественио снижающими шероховатость труб. 4. Применейне поверхностно-активных веществ, подаваемых на забои или устья скважин в поток обводненной нефти. Подача ПАВ в продукцию обводненных скважин полностью предотвращает образование нефтяной эмульсии, в результате чего стенки выкидных линий и сборных коллекторов контактируют не с нефтью, способствующей адгезии (прилипанию) твердых частиц парафина, а с пластовой водой, разрушающей отложения парафина. Кроме того, введенные в поток нефти ПАВ, адсорбируясь на твердых частицах парафина, тормозят или полностью прекращают рост его кристаллов, в результате чего, существенно затрудняются осаждение парафина из потока нефти и образование твердых отложений. К положительным сторонам этого метода относится также и то, что расход ПАВ небольшой и составляет лишь 10—12 г/у; кроме того, ПАВ, введенные в поток нефти на забое или на устье скважины, предотвращают образование и «старение» нефтяных эмульсий. В настоящее время применяются следующие марки реагентов: бутилбензольная фракция (бутиленбензол, изопропилбензол, полиалкилбензолы). Предложен к использованию СевКавНИПИнефть; толуольная фракция (толуол, изопентан, н-пентан, изопрен); СНПХ-7р-1 - смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения, а также ароматических углеводородов (ОАО «НИИнефтехим», г. Казань); СНПХ-7р-2 - углеводородная композиция, состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановой фракции (ОАО «НИИнефтехим», г. Казань); 5. Применение теплоизоляции, способствующей сохранению высокой температуры нефти, которая одновременно являлась бы также и противокоррозионным покрытием. 6. Применение резиновых шаров (торпед) (Рисунок 1). периодически вводимых (по мере накопления парафина) в выкидные линии у устьев скважин и извлекаемых на групповых замерных установках. [2] .  Рисунок 1- Очистка нефтипроводов резиновыми шарами  7. Методы, относимые к физическим, основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию. Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб. Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам. Использование в нефтедобыче магнитных устройств для предотвращения парафиновых отложений началось в пятидесятые годы прошлого века, но из-за малой эффективности широкого распространения не получило. Отсутствовали магниты, достаточно долго и стабильно работающие в условиях скважины. В последнее время интерес к использованию магнитного поля для воздействия на парафиновые отложения значительно возрос, что связано с появлением на рынке широкого ассортимента высокоэнергетических магнитов на основе редкоземельных материалов. В настоящее время около 30 различных организаций предлагает магнитные депарафинизаторы. [3] Заключение Основные способы борьбы с отложениями в трубопроводах: тепловой и механический. Но в каждом из этих способов присудствуют плюсы и минусы. К основным недостаткам теплового метода относятся высокая стоимость и необходимость привлечения специальных автотранспортных средств (автоцистерны, передвижного насосного агрегата) для проведения работ. К недостаткам механического способа удаления парафиновых отложений относится возможность обрыва проволоки вследствие физического износа, а также ее скручивания в результате подброса скребка. Идеального метода по очистке от парофиновых отложений найти сложно. Проблема борьбы с парафиновыми отложениями на промыслах остается актуальной и требует дальнейшего усовершенствования методов по ее разрешению. Список используемой литературы. Тронов В.П. «Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними» Лутошкин Г.С. «Сбор и подготовка нефти, газа и воды» стр. 59-63 Елеманов Б. Д. Использование физических полей для снижения интенсивности асфальтосмолопарафиновых отложений // Нефтяное хозяйство, 2002, № 7, C.125 – 127. |