Асфальтено-смоло-парафиновые отложения (АСПО) на внутрискважинном оборудовании серьезно осложняют добычу нефти и приводят к снижению ее объемов. Для некоторых скважин, если не применяются технологии предупреждения образования АСПО. Интенсивное образование АСПО может приводить к полному перекрытию подземных труб и кольцевых каналов в затрубном пространстве, что вызывает необходимость проведения подземных ремонтов в целях депарафинизации скважин.
Для предупреждения образования АСПО применяются различные технологии и специальное оборудование: устьевые и глубинные дозаторы реагентов, магнитные аппараты, нагревательные кабельные линии и др. Удаление образующихся в скважинах отложений проводится с помощью скребков и с помощью промывок теплоносителями и углеводородными растворителями.
В большинстве случаев, если не применяются технологии предупреждения образования АСПО, [1] это приводит к значительному сокращению межремонтного периода эксплуатации оборудования. Интенсивное образование АСПО может , как уже упоминалось, привести к полному перекрытию проходного сечения насосно-компрессорных труб (НКТ), кольцевых каналов в затрубном пространстве, заклиниванию насосного оборудования, что ведет к прекращению работы оборудования в оптимальном режиме или выходу его из строя. Для ввода скважин в эксплуатацию необходимо проведение дорогих подземных ремонтов, связанных с подъемом насосного оборудования, проведением депарафинизации скважин, НКТ и насосного оборудования. Следствием этого являются простой скважины, потеря добычи нефти, дополнительные финансовые затраты на проведение подземного ремонта скважин и т. д.
В процессе эксплуатации нефтедобывающих скважин при понижении температуры и давления, сопровождающихся разгазированием нефти, происходит резкое снижение растворимости в ней парафинов, асфальтенов и смолистых веществ, что в сочетании с шероховатостью поверхностей стенок насосно-компрессорных труб (НКТ) ведет к интенсивному осаждению АСПО на поверхности добывающего оборудования и в призабойной зоне пласта (ПЗП). Все это приводит к снижению притока жидкости к забою и повышению гидравлических сопротивлений скважин [2].
Кроме того, наличие АСПО приводит к проблемам при подъеме центробежных насосных установок (УЭЦН) и глушении скважин в процессе текущего и капитального ремонта скважин (ТКРС) по причине образования отложений на внешней поверхности НКТ и эксплуатационной колонне и формирования глухих пробок в НКТ. Рассмотрим состав асфальтено-смоло-парафиновых отложений.
АСПО представляют собой сложную углеводородную смесь [3]: асфальтены, смолы, парафины, масла, серу, металлы, растворы солей органических кислот, комплексные соединения, коллоидно-диспергированные минеральные вещества, а также воду и механические примеси. Отложения состоят преимущественно из
высокодисперсных суспензий кристаллов парафина, асфальтенов и минеральных примесей в маслах и смолах. Эти суспензии в объёме имеют свойства твердых аморфных тел, практически не растворяющихся повторно и не диспергирующихся в сырой нефти в условиях её добычи и транспортировки. В отложениях концентрируются полярные природные ПАВ и эмульгаторы нефтей, повышающие прочность сцепления отложений с металлическими поверхностями и облегчающие их проникновение вглубь зазоров, трещин и щелей на поверхности труб и оборудования продуктов коррозии, частиц горных пород, воды.
Негативные последствия образования АСПО обусловили разработку огромного количества способов борьбы с этим явлением [4]: механических, термических, физических, химических и микробиологических. Однако, применение тех или иных методов зависит от условий на конкретных месторождениях. При недостаточном стабилизирующем действии окружающей дисперсионной среды частицы асфальтенов ассоциируются, что приводит к потере кинетической устойчивости системы [5]. Изменение состава дисперсионной среды, изменение температуры, механические воздействия и другие факторы способствуют коагуляции асфальтенов, при этом частицы их слипаются, образуя более крупные агрегаты, выпадающие в осадок. Состав и интенсивность образования АСПО определяется множеством различных факторов. На интенсивность образования АСПО в системе влияет ряд факторов, основными из которых являются [6]:
шероховатость стенок и наличие в системе твердых примесей
интенсивное газовыделение
снижение давления в области забоя и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;
уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов;
состав углеводородов в каждой фазе смеси;
соотношение объемов фаз.
В призабойной зоне пласта (ПЗП) перечисленные факторы меняются непрерывно от
периферии к центральной области в скважине, а в самой скважине – от забоя до устья, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.
Отложение парафинов, как полагают, возникает посредством двух основных механизмов [7]: 1. Если стенки трубы холоднее, чем температура начала кристаллизации парафина, парафин может сформироваться и отложиться на стенку. Это может произойти, даже если температура основной части флюида выше температуры начала кристаллизации парафина. Данное явление называется механизмом молекулярной диффузии. 2. Уже осажденный парафин, находящийся недалеко от стенки трубы, движется к области меньшей скорости — к стенке трубы и откладывается. Данное явление известно как дисперсия сдвига. Практически важным является не само по себе выделение парафинов, а отложение их на поверхности труб и оборудования по направлению теплопередачи.
Плотность АСПО, как правило, превышает плотность нефти, что связано с большим содержанием в них смол и асфальтенов [8]. Плотность АСПО можно предсказать, исходя из состава исходной нефти, из которой они образуются. Температура плавления - важнейший показатель, характеризующий состав и адгезионные свойства АСПО. Средняя молекулярная масса определяющий показатель индивидуальных углеводородов, АСВ и их смесей, которыми являются АСПО. Молекулярная масса различных компонентов АСПО может варьироваться в широком диапазоне, что также позволяет характеризовать состав АСПО в целом по вкладу отдельных его компонентов. Важнейшим показателем, характеризующим способность АСПО выпадать на поверхностях технологического оборудования, является их адгезионная и седиментационная способность. Исследованию данного свойства АСПО посвящены работы множества авторов, работающих в данном направлении. При этом наиболее распространенными методами являются метод «холодного стержня» или «холодного пальца», измерение температуры застывания и потери текучести, метод блокирования трубы, определение температуры засорения холодного фильтра и измерение напряжения текучести. Такие показатели твердых углеводородов нефти как оптическая плотность и показатель преломления часто применяют в дополнении к основным показателям, описанным ранее или вместо одного из них, при отсутствии технической возможности их измерения. В зависимости от природы нефти и содержания в ней твердых углеводородов, а также в зависимости от места отбора проб состав отложений включает [9] : парафины – 9...77 %; смолы – 5...30 %; асфальтены – 0,5...70 %; связанную нефть до 60 %; механические примеси – 1...10 %; воду – от долей до нескольких процентов; серу – до 2 %.
В зависимости от содержания органических составляющих АСПО предложено подразделять на три класса: асфальтеновый – П/(А+С) < 1; парафиновый – П/(А+С) > 1; смешанный – П/(А+С) 1, где П, А и С - содержание (% масс.) парафинов, смол и асфальтенов, соответственно.
Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по двум основным направлениям. Во-первых, по предупреждению (замедлению) образования отложений. К таким мероприятиям относятся: применение гладких (защитных) покрытий; химические методы (смачивающие, модификаторы, депрессаторы, диспергаторы); физические методы (вибрационные, ультразвуковые, воздействие электрических и электромагнитных полей).В приложении 2 показаны некоторые технологии предупреждения образования АСПО. Второе направление – удаление АСПО [10]. 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.
Необходимость защиты поверхности нефтепромыслового оборудования от коррозии, абразивного воздействия, осаждения солей и асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) является одним из ключевых вопросов увеличения МРП [11]. Об эффективности полимерного покрытия говорит повсеместная замена устаревших НКТ на трубы с таким покрытием. К примеру, в ПАО «Татнефть» с 2006 года активно реализуется программа по замене труб в нагнетательных скважинах на НКТ в антикоррозионном исполнении (с ПЭП).
Так же существуют покрытия на основе композиции водоразбавляемой грунтовки для катодного электроосаждения [11]. К таким относятся марки Powercrown 6000 (фирма PPG) и латекса фторкаучука СКФ-264В. Разработана уникальная методика введения латекса фторкаучука в композицию для катодного электроосаждения. На основе анализа ИК-спектров предложен механизм химических реакций, протекающих при введении модификатора, осаждении на катод и термоотверждении. Широкое внедрение разработанной инновационной технологии получения покрытий даст возможность увеличить добычу нефти без больших дополнительных капиталовложений.
Одним из перспективных и выгодных способов борьбы с запарафиниванием трубопроводов является химический метод [12]. Он имеет наиболее высокую эффективность, технология проведения работ несложна, эффект действия реагентов имеет пролонгированный характер. Химические методы базируются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела фаз: нефтепродукт - поверхность металла трубы, нефтепродукт-дисперсная фаза.
Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости [13]. 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 другими технологиями [14]. Комбинированный механохимический метод по восстановлению производительности нефтепроводов малых диаметров, основанного на использовании моющего раствора и последующем вытеснении размягченных отложений очистными устройствами различной конструкции. Использование механо-химического метода с применением моющего средства на основе отработанного масла с добавлением толуола, в качестве растворителя, является достаточно эффективным способом удаления АСПО, что было доказано в ходе лабораторных исследований. Данный метод универсален и может комбинироваться с другими методами очистки, рекомендуется применять для удаления АСПО с длительно неочищенных нефтепроводов малого диаметра.
Физические методы 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 [15]. Колебания, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб. Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам. Например, известны магнитные устройства «Магнифло», которые представляют собой трубы НКТ с внешним кожухом, в котором размещаются магниты. Установлено, что под воздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушение агрегатов, состоящих из субмикронных
ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся при концентрации 10-100 г/т в нефти и попутной воде. В каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов и формированию на поверхности ферромагнитных частиц пузырьков газа микронных размеров.
Метод обработки водонефтяной эмульсии и воды магнитными полями имеет следующие достоинства [16]: 1. При обработке нефти магнитными полями снижается интенсивность образования асфальто-смоло-парафиновых отложений до 90% и солеотложений до 45%. Вероятность образования гидратных пробок снижается в 3-5 раз. 28 2. Омагниченная вода имеет пониженную коррозийную активность. Наблюдается уменьшение скорости коррозии для стали до 50% при первичной обработке водных систем. При непрерывном воздействии магнитного поля в замкнутых системах циркуляции антикоррозийный эффект достигает 95% . 3. Омагниченная вода снижает набухаемость глин в призабойной зоне пласта и при закачке ее в пласт, в связи с изменением физических свойств, увеличивается приемистость нагнетательных скважин. 4. Омагниченная вода имеет температуру замерзания на 5-10°С ниже, чем обычная вода, что повышает эксплуатационную надежность системы ППД в зимнее время года.
Магнитные и электрические устройства по предупреждению парафиноотложений из-за непредсказуемости эффективности пока не нашли широкого применения на практике.
Акустические колебания могут повлиять на процесс формирования зародышей кристаллов парафина [17]. На практике испытаны два типа источников акустических колебаний:
1) магнитострикционные излучатели, возбуждаемые импульсным ультразвуковым генератором с частотой 22 кГц;
2) гидродинамические, преобразующие энергию потока жидкости в акустические колебания.
Эти методы воздействия на процесс формирования парафиноотложений оказались малоуспешными из-за локального характера воздействия акустических колебаний и низкой надежности излучателей.
Так же к методам борьбы с АСПО относятся тепловые методы.
Системы кабельного электрообогрева скважин [18]. Основная задача таких систем – обеспечить поддержание температуры движущегося флюида выше температуры выпадения парафина. Как правило, для обогрева скважин используются двух- или трехжильные резистивные кабели постоянной мощности. Длина таких нагревательных кабелей подбирается с большим запасом, мощность тепловыделения кабеля определяется зачастую только теплостойкостью изоляции кабеля, а не реальными теплопотерями флюида в насосно-компрессорной трубе (НКТ). Оптимальным с точки зрения энергопотребления является решение, когда система обогрева работает только в той зоне, где температура флюида в обычных условиях опускается ниже температуры выпадения парафина, а нагревательный элемент имеет переменное тепловыделение по глубине скважины.
Предлагаемые в настоящее время многочисленные методы предупреждения образования АСПО, как физические, так и химические, позволяют увеличить межремонтный период [19] . Но полностью избежать образования отложений не удается. Так что проблема удаления АСПО из нефтепромыслового и нефтезаводского оборудования, в конечном счете, присутствует всегда. Существует множество методов удаления АСПО.
Для удаления АСПО используют :
Тепловые методы [20]: нагрев паром, заливка горячей нефтью, водой и т.д.. Одним из тепловых методов удаления глубинных парафинообразований служит тепловая депарафинизация скважин, в её основе лежит процесс плавления парафинов. Для расплавления и растворения скважинных парафинов существует агрегат для депарафинизации скважин (АДПМ), смонтированный на шасси УРАЛ-4320 или КамАЗ-43114. Установка АДПМ депарафинизирует скважину горячей нефтью, разогретой до 150 °С, под высоким давлением, расплавляя и растворяя тяжёлые парафины, тем самым подготавливая скважину для дальнейшей эксплуатации.
Кроме этого применются
установки подогрева нефти (УПН) предназначеные для подогрева нефтепродуктов [22]
. Принцип работы УПН заключается в нагреве внутреннего пространства насосно-компрессорных труб и поддержания температуры по стволу НКТ выше температуры образования парафиновых отложений (температуры кристаллизации парафина) с помощью специального изолированного нагревательного кабеля,
помещенного внутрь НКТ, длиной равной интервалу максимального парафиноотложения [21]. Для ликвидации отложений в глубинном оборудовании также применяются специализированные передвижные агрегаты для депарафинизации скважин горячей нефтью 1АДП-4-150 и передвижные парогенераторные установки (ППУ-3, ППУ-3М, 1И1УА-1200/100), а также метод воздействия закачкой агрегатами ЦА-320 подогретой в передвижных установках нефти. Метод применяется совместно с очистными устройствами. В качестве очистных устройств применяют полиуретановые поршни и шары.
Но данные технологии обладают недостатками. Недостатком данного метода является невысокая степень очистки внутренней поверхности трубопроводов, так как не удаляются более твердые отложения в связи отсутствия калибровки данных устройств и не используется динамическая энергия потока жидкости. Так же к недостаткам данных методов относится их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий. Рассмотрим один из недостатков.
Применение для удаления АСПО тепловых методов с использованием электрокабелей нельзя признать удачным решением [23], ибо из - за недостаточного прогрева АСПО зачастую не расплавляются, а только размягчаются и стекают вниз по поверхности НКТ, увеличивая толщину парафиновых отложений в нижней части скважины. Более тугоплавкие АСПО, размягченные до вязкопластичного состояния, затем стареют и еще труднее поддаются удалению. Кроме того, они создают более благоприятные условия для новых отложений. Растворенные при тепловой обработке в нагретой нефти АСПО при ее охлаждении в выкидных линиях способны вновь отлагаться на стенках трубопроводов. Это, в конечном счете, обуславливает большую эффективность использования химического метода удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования.
Механический метод [24]: очистка скребками различной конструкции. Механические способы борьбы с парафином относятся к наиболее ранним, а вследствие простоты и доступности осуществления применяются и в настоящее время.
В последние годы получили применение скребки-центраторы , выполненные из пластика и монтируемые на штангах с помощью специальных термо-пластавтоматов. Применение НКТ с покрытиями в таких скважинах повышает эффективность их эксплуатации. Однако при ходе вниз колонны штанг со скребками-центраторами образуется турбинный эффект, который поворачивает штанги в обратную сторону, раскручивая их. Это приводит к дополнительным ремонтам и вынуждает применять штанговращатели. Использование такого метода борьбы с АСПО значительно осложняется тем, что для его применения часто необходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхности труб.
Химические [25]: растворители и моющие составы с добавление поверхностно-активных веществ. Известно, что наибольшей эффективностью при удалении АСПО обладают углеводородные растворители — композиционные смеси ароматических и алифатических углеводородов. В то же время, растворитель АСПО — один из самых дорогостоящих химических реагентов в нефтехимии, что в значительной мере удорожает процесс депарафи-низации объектов обслуживания. На сегодняшний день одним из эффективных химических методов для удаления АСПО в ОАО «Удмуртнефть» является использование растворителей известных марок. На основании опытно-промысловых испытаний определена минимально эффективная дозировка растворителя, равная 500 кг/опер., с последующей продавкой через насос промывочным агрегатом и выдержкой в насосе и колонне труб НКТ на время взаимодействия с растворителем.
Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений [26]. Данный метод является одним из наиболее известных методов. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения. Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляется эмпирически. Для того чтобы подобрать растворитель с высокой эффективностью [27], нужно знать состав и тип отложений. Добавление поверхностно-активных веществ (ПАВ) к растворителю может увеличить его диспергирующую и растворяющую способность относительно АСПО . Совершенствование методов борьбы с АСПО является актуальной задачей при интенсификации добычи нефти.
Однако на сегодняшний день не менее актуальным является и использование биологических методов [28]. Современная экологически чистая технология основана на использовании микробной ассоциации углеводородоокисляющих бактерий (как аэробные, так и анаэробные) отлагающегося внутри насосно-компрессорных труб (НКТ) и призабойной зоне пласта. Способ заключается в подаче в скважину или призабойную зону пласта биоценоза углеводород окисляющих бактерий в стимулирующей их рост среде. Предусмотрена выдержка данного раствора в месте обработки в течение 5-7 суток. Способ применяется и для высокотемпературных скважин, оборудованных скважинным насосом, но в этом случае осуществляется предварительное замещение скважинной жидкости на поверхностноактивную жидкость до уровня приема насоса с последующим ее кругооборотом в системе «скважина – наземное оборудование» до установления оптимальной для жизнедеятельности углеводородоокисляющих микроорганизмов температуры Теоретическое воздействие углеводородокисляющих микроорганизмов заключается [29] в уменьшении отложений в процессе жизнедеятельности микроорганизмов, которые разлагают АСПО на поверхностно-активные вещества, жирные кислоты, спирты, альдегиды, полимеры (полисахариды), двуокись углерода и др.. Их основой является использование углеводородокисляющих
непатогенных микроорганизмов, способных участвовать в биодеструкции образовавшихся парафинов и в предотвращении кристаллизации высокопарафинистой нефти. В результате обработки в короткий срок бактерии вырабатывают биоПАВы, что способствует интенсивному отмыву от АСПО рабочих поверхностей оборудования. Реализация технологии не требует специальных подготовительных работ [30]. Цикл обработки занимает примерно неделю и включает в закачку биомассы микроорганизмов и биогенов в циркуляцию. В результате жизнедеятельности анаэробные бактерии переводят длинноцепочечные молекулы твердых парафинов в жидкое состояние. Микроорганизмы при окислении углеводородов используют углерод как источник питания и как энергетический материал. В результате жизнедеятельности микроорганизмов образуются органическая и жирные кислоты (монокарбоновая, уксусная, муравьиная и др.). Жирные кислоты обладают поверхностно-активными свойствами и способствуют отмыванию АСПО со стенок НКТ. Промежуточными продуктами окисления углеводорода являются альдегиды, спирты, перекисные соединения. Такие продукты 39 жизнедеятельности как биоПАВ, биополимеры, а также слизистые капсулы, которые обволакивают микробы, способствуют замедлению отложения кристаллов АСПО на стенках НКТ. Данная биотехнология пользуется все большей популярностью так как не требует больших экономических затрат, связанных с покупкой специального оборудования и является экологически чистым способом для решения данной проблемы.
Все известные методы борьбы с АСПО ограничиваются в зависимости от условий конкретных месторождений, то есть при выборе способа борьбы с отложениями в трубопроводах транспортирующих нефти конкретных месторождений и их смесей необходим индивидуальный подход к решению поставленной задачи. Борьба с асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО) в скважинах на многих месторождениях является одной из актуальных и важных проблем и требует значительных материальных и трудовых затрат. Сокращение этих затрат возможно на основе создания и внедрения эффективных технологий, технологических жидкостей и технических средств, для чего необходимо углубленное изучение процессов отложений органических веществ на поверхности нефтепромыслового оборудования скважин при добыче нефти.
Скачать 0.76 Mb.