предупреждение засорения нефтепроводов. Предупреждение засорения нефтепроводов и методы удаления отложений

• Название: Предупреждение засорения нефтепроводов и методы удаления отложений
• Анкор: предупреждение засорения нефтепроводов
• Дата: 24.08.2022
• Размер: 343 Kb.
• Имя файла: Preduprezhdenie_zasorenia_nefteprovodov_i_metody_udalenia_otlozh.doc
• Тип: Документы; #652210

Предупреждение засорения нефтепроводов и методы удаления отложений

Засорение выкидных линий и нефтесборных коллекторов, проложенных на территории нефтяного месторождения, происходит по следующим причинам.

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 соли и асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), создающие твердый, трудно разрушаемый осадок.

3. При интенсивной коррозии разрушаются внутренние стенки трубопроводов, аппаратов, оборудования, в результате образовавшиеся продукты коррозионных процессов при низких скоростях потока жидкости оседают в трубопроводах и уменьшают проходное сечение.

Отложения неорганических солей

Отложение неорганических солей при добыче обводненной нефти в процессе разработки большинства месторождений России стало распространенным явлением (рис.2.13). Отложения солей происходят при всех способах эксплуатации скважин.

Межремонтный период работы механизированного фонда "солепроявляющих" скважин существенно уменьшается. Отложения солей происходят в поверхностном оборудовании, групповых, замерных установках, нефтесборных коллекторах и системах подготовки нефти. Разнообразие горно-геологических особенностей строения продуктивных пластов, состава пластовых флюидов, системы поддержания пластового давления и типов, используемых для этого вод предопределило разнообразие причин образования отложения неорганических солей на поверхности оборудования, а также различие в составах солей на разных месторождениях.

Состав и структура солеотложений.

По преимущественному содержанию в отложениях неорганических солей определенного вида выделяется три группы солей: карбонатные, сульфатные и хлоридные. Самыми распространенными являются карбонатные отложения солей, содержащие в основном сульфат кальция (60-80%), карбонаты кальция и магния (5-16%). Объясняется это присутствием кальция в горных и осадочных породах, с которыми вода приходит в соприкосновение, фильтруясь через них или протекая по руслам рек, а также высокой растворимостью некоторых соединений кальция. При растворении известняков водой большую роль играет концентрация в воде свободной углекислоты. Наличие в растворе одновременно ионов Са²⁺ и НСО₃^- образует соединение бикарбонат кальция Са(НСО₃)₂. При определенных условиях каждая молекула сульфата кальция связывает две молекулы воды, в результате чего образуются кристаллы гипса, поэтому такие отложения называют гипсовыми. Если при этом в составе отложений содержится более 15% твердых и тяжелых углеводородных соединений нефти, то они классифицируются как гипсоуглеводородные. В составе отложений в виде примесей присутствуют до 0,5–4,5% окислов железа и до 0,5–3,0% кремнезема, наличие которых объясняется коррозией оборудования и выносом песчинок жидкостью в процессе эксплуатации скважины.

Хлориды являются основной частью подавляющего большинства пластовых вод нефтяных месторождений. Хлористые соли отличаются хорошей растворимостью, поэтому в их присутствии повышается растворимость малорастворимых соединений, таких как карбонат и сульфат кальция.

Образование гипсовых отложений происходит в скважинах, объектом разработки которых являются пласты девона или нижнего карбона. Сплошные отложения образуются при движении по трубам воды, пересыщенной карбонатом кальция. В этом случае отложения состоят из карбоната кальция, они твердые и прочно прикреплены к стенкам труб (рис.2.13).

Структура отложений имеет три характерных вида:

1 Плотные микро- и мелкокристаллические отложения представлены сравнительно однородными кристаллами длиной до 5 мм с равномерным включением твердых углеводородов, отдельные слои в поперечном сечении выделить не удается. В ряде случаев имеют накипеобразный характер.

2 Плотные отложения с преобладанием кристаллов гипса средних размеров 5-12 мм с включением твердых и жидких углеводородов: при поперечном срезе образца хорошо различим мелкозернистый слой толщиной 3-5 мм в пристенной части, затем прослеживается среднекристаллический слой призматического или игольчатого строения, где преобладают кристаллы длиной 5-12 мм. Иногда встречаются крупные игольчатые кристаллы длиной 15-18 мм. В наружном слое пространство между средними и крупными кристаллами заполнено более мелкими.

3 Плотные крупнокристаллические отложения: крупные игольчатые кристаллы гипса длиной 12-25 мм образуют каркас. Между ними находятся более мелкие кристаллы солей и углеводородные соединения. В поперечном сечении у стенки оборудования слой более плотный, а по мере удаления от поверхности доля крупных кристаллов значительно увеличивается. В некоторых случаях в НКТ отложения гипса представлены в виде одиночных кристаллов длиной 20-27 мм с включением у основания мелких.

Отложения всех трех видов образуются в НКТ, хвостовиках, устьевой арматуре, системе подготовки нефти и воды. В клапанах, приемных фильтрах насосов и на штангах крупнокристаллические отложения не обнаружены. Толщина отложений зависит от интенсивности и времени осадконакопления. Из опыта добычи обводненной нефти известны случаи образования мощных пробок гипсовых отложений длиной в несколько сот метров, при этом практически перекрывается проходное сечение труб.

Основные факторы образования солей:

1) изменение ионного состава пластовых вод;

2) изменение термобарических условий в скважине, либо насосе.

Увеличение температуры приводит к снижению растворимости СаСО₃ (рисунок 1.1). Увеличение парциального давления СО₂ (увеличение содержания СО₂ в водной фазе) приводит к увеличению растворимости СаСО₃ (рисунок 1.2).



Рисунок 1.1 – График зависимости растворимости кальцита от температуры



Рисунок 1.2 – График зависимости растворимости кальцита от парциального давления СО₂

Стоит отметить, что в кислой среде при рН < 5 выпадение кальция не происходит.

1Методы борьбы с ингибиторами против солеотложениями при добыче нефти

Сущность обработки заключается в периодической закачке водного раствора ингибитора отложения солей в ПЗП в виде оторочки продавочной жидкостью, адсорбции ингибитора на поверхности породы и постепенной десорбции его в процессе отбора жидкости из скважины. На рисунке 2.4 представлена классификация методов предупреждения солеотложения



Рисунок 2.4 – Классификация методов предупреждения солеотложения

Механические методы удаления отложений - проведение очисток скважин путем разбуривания мощных солевых пробок или путем проработки колонны расширителями, скребками с последующим шаблонированием - обеспечивают положительный эффект в том случае, если интервал перфорации не перекрыт солевыми осадками. Если фильтрационные каналы перекрыты отложениями гипса, то необходимо производить повторную перфорацию колонны. Механические очистки являются дорогостоящими мероприятиями, поэтому в настоящее время наибольшее распространение получили химические методы удаления отложений.

Сущность химических методов удаления отложений солей заключается в проведении обработок скважин реагентами, эффективно растворяющими неорганические соли. Для удаления карбонатных солей, как, например, кальцита, успешно применяются простые солянокислотные обработки. Значительно сложнее поддаются удалению отложения сульфатных солей. Для их разрушения используют: конверсию осадка с последующим растворением преобразованного осадка соляной кислотой или растворение кислотами и хелатными соединениями. Из растворителей конверсионного типа применение на промыслах получили карбонаты и бикарбонаты натрия и гидроокиси натрия и калия. Так, конверсия гипсового осадка при воздействии карбонатом натрия протекает по химическому уравнению:

CaSO₄^.2Н₂О+Na₂СО₃=CaCO₃+Na₂SO₄+ЗН₂О (2.97)

Образующийся в результате этой реакции осадок карбоната кальция удаляется раствором соляной кислоты:

СаСО₃+2НС1=CaCl₂+Н₂О+CO₂ (2.98)

Для промысловых обработок скважин при удалении гипса используются
10–15%-ные водные растворы карбоната натрия (техническая кальцинированная сода), а при удалении вторичного осадка карбоната кальция применяется 10–13%-ный раствор соляной кислоты.

Наибольшее распространение в отечественной промысловой практике для удаления отложений гипса получило использование растворов гидроокисей, например, раствор гидроокиси калия или натрия. При воздействии гидроокиси натрия на отложения гипса реакция протекает с образованием гидроокиси кальция и сульфата натрия:

CaSO₄^.2Н₂О+2NaOH=Са(ОН)₂+Na₂SO₄+2Н₂О (2.99)

Сульфат натрия хорошо растворим в воде, а гидроокись кальция представляет собой рыхлую массу, легко переходящую во взвешенное состояние с образованием тонкодисперсной суспензии, которая может быть извлечена потоком жидкости.

Добавление 3–4%-го раствора хлористого аммония или 5–10%-ного раствора хлористого натрия приводит к ускорению реакции. Наиболее эффективно действует реагент при температуре 70-80°С.

В зарубежной практике борьбы с отложениями гипса применяются хелатные соединения, действие которых основано на разрушении гипсовых осадков вследствие образования устойчивых комплексов с ионами, содержащимися в растворе. В практике наибольшее распространение получили растворы этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА) и ее солей. Реакция хелатных соединений с сульфатными осадками протекает медленнее, чем со щелочными, однако качество очистки лучше. Для увеличения скорости реакции в хелатные растворы добавляют карбонаты щелочных металлов, щелочи, бикарбонат аммония, гликолят натрия, бензол, толуол и т.д. На отечественных месторождениях в ограниченном количестве проводятся обработки скважин с использованием 10–20%-го раствора трилона Б (двунатриевая соль ЭДТА). Однако из-за высокой стоимости реагента и получения результатов, сопоставимых с эффективностью щелочных обработок, хелатные соединения применяются только для удаления наиболее плотных, мелкозернистых осадков гипса и барита.

Хорошие результаты получены при ликвидации осадков гипса из ПЗП с помощью термогазохимического воздействия (ТГХВ). Сущность этого метода заключается в том, что в интервал перфорации спускают скважинный аккумулятор давления, содержащий медленно горящий порох, при сгорании которого на забое создается большое давление и развивается высокая температура. В продуктах сгорания содержится углекислый газ и соляная кислота. Все эти факторы влияют на быстрое разрушение и растворение гипсоуглеводородных отложений любой плотности в призабойной зоне скважины. Однако многократное проведение ТГХВ в одной скважине может привести к нарушению целостности эксплуатационной колонны и цементного кольца.

Применение химических реагентов для удаления отложений гипса направлено на активное воздействие только на минеральную часть отложений, в то время как осадок содержит и углеводороды. Углеводородные соединения, обволакивая кристаллы гипса и заполняя пустоты между ними, мешают его взаимодействию с растворяющим реагентом. При этом значительно уменьшается площадь реагирования, а, следовательно, и эффективность процесса растворения отложений. В таких случаях практикуют удаление углеводородов из осадка до химической обработки путем промывки скважины горячей нефтью или растворителями. Но это существенно усложняет технологию обработок.

Одним из путей повышения эффективности удаления осадков является применение, совместно с раствором щелочи или соляной кислоты, стимуляторов растворения гипсоуглеводородных отложений на основе кубовых остатков производства циклодиаксанов.

Основным показателем эффективности удаления гипсоуглеводородных отложений из скважин является коэффициент восстановления дебита, определяемый отношением дебита после обработки к дебиту скважины до начала отложения гипса при том же режиме работы насосной установки. Как правило, это имеет место при солянокислотных обработках скважин и ТГХВ, которые позволяют одновременно увеличивать проницаемость призабойной зоны пласта. Продолжительность эффекта и дополнительная добыча нефти от обработки лишь косвенно и частично характеризуют качество удаления отложений, так как проведением таких обработок не устраняются условия образования осадков. Эти показатели существенно зависят от насыщенности пластовой воды сульфатами, от термодинамических условий в скважине и других изменяющихся факторов.

О технологической эффективности химических обработок можно судить по увеличению коэффициента продуктивности скважины, если проведено удаление гипса из призабойной зоны скважины, или по увеличению коэффициента подачи ШГНУ, если проведено удаление гипсоуглеводородных отложений из приемной части насосного оборудования.

В настоящее время для повышения эффективности удаления солей химические обработки скважин частично применяют в сочетании с ТГХВ или дополнительной перфорацией. Такие комплексные обработки скважин позволяют надежно ликвидировать отложения солей в глубиннонасосном оборудовании и призабойной зоне пласта, восстановить нормальную работу насосной установки и коэффициент продуктивности, что является предпосылкой успешного применения методов предотвращения образования отложений солей.

Асфальтосмолопарафиновые отложения

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к падению производительности системы, уменьшению межремонтного периода скважин, снижению эффективности работы насосных установок и ряду других.

Асфальтосмолопарафиноотложения - это сложная углеводородная смесь состоящая из парафинов (20-70% по массе), асфальто-смолистых веществ (АСВ) (20-40% по массе), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.

Парафины – углеводороды метанового ряда от С₁₆Н₃₄ до С₆₄Н₁₃₀. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. По их содержанию (по массе) нефти (согласно ГОСТ 912-66) классифицируют на:

• 
  малопарафиновые - менее 1,5%;
  
• 
  парафиновые - от 1,5 до 6%;
  
• 
  высокопарафиновые – более 6%.
  

Парафины устойчивы к действию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе.

Высокомолекулярные парафины – церезины (от С₃₇Н₇₄ до С₅₃Н₁₀₈) – отличаются более высокой, чем обычные, температурой кипения, большей молекулярной массой и плотностью.

В состав асфальто-смолистых веществ входят азот, сера и кислород. АСВ обладают высокой молекулярной массой, нелетучи, имеют большую неоднородность. Содержание смолистых веществ в нефти возрастает в связи с ее испарением и окислением, а также при контакте с водой. Согласно классификации некоторых ученых, к группе смолистых соединений отнесены и асфальтены.

Асфальтены – порошковые вещества бурого или коричневого цвета, плотностью более единицы, массовое содержание которых в нефтях достигает 5,0%. В асфальтенах содержится (по массе) 80,0-86,0% углерода, 7,0-9,0% водорода, до 9,0% серы, 1,0-9,0% кислорода и до 1,5% азота, они являются наиболее высокоплавкой и малорастворимой частью осадков тяжелых компонентов нефти.

Согласно современным физико-химическим представлениям, нефтяные дисперсные системы относятся к классу коллоидов, в которых дисперсная фаза из АСВ диспергирована в мальтеновой дисперсионной среде. Очевидно, что физико-химические свойства и технологические характеристики нефтей во многом обусловлены межмолекулярным взаимодействием в системах "асфальтены-смолы" и "мальтены-смолы-асфальтены".

В пределах одного нефтедобывающего региона и даже отдельного месторождения компонентный состав АСПО меняется в широких пределах. Знание состава АСПО имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними, в частности, для выбора химических реагентов. Этот выбор часто осуществляется, исходя из типа АСПО (табл.2.1). Для физико-химического исследования состава и структуры АСПО на практике известно множество методов, среди которых экстракционный, хроматографический, термический, спектральный, электрохимический и др.


Таблица 2.1

Классификация АСПО

Группа АСПО	Подгруппа АСПО	Отношение содержания парафинов (П) к сумме смол (С) и асфальтенов (А), П/(С+А)	Содержание механических примесей, %
Асфальтеновый (А)	А1 А2 А3	<0,9 <0,9 <0,9	<0,2 0,2-0,5 >0,5
Смешанный (С)	С1 С2 С3	0,9-1,1 0,9-1,1 0,9-1,1	<0,2 0,2-0,5 0,5
Парафиновый (П)	П1 П2 П3	>1,1 >1,1 >1,1	<0,2 0,2-0,5 >0,5

Причины и условия образования АСПО

Выделены три стадии образования и роста АСПО. Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов. На второй стадии происходит осаждение мельчайших кристаллов на поверхности металла, а на третьей – осаждение на запарафиненную поверхность более крупных кристаллов.

Основными факторами, влияющими на образование АСПО, являются:

• 
  снижение давления на забое и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;
  
• 
  интенсивное газовыделение;
  
• 
  уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
  
• 
  изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов;
  
• 
  состав углеводородов в каждой фазе смеси;
  
• 
  соотношение объема фаз;
  
• 
  состояние поверхности труб.
  

Влияние давления на забое и в стволе скважины. В случае, когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из нее парафинов. При этом нарушение равновесного состояния происходит в пласте и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.

При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатационной колонны. В колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) образуются две зоны. Первая – выкидная часть насоса: здесь давление резко возрастает и становится больше давления насыщения. Вероятность отложения в этом интервале минимальна. Вторая – зона снижения давления до давления насыщения и ниже, здесь начинается интенсивное выделение парафина.

В фонтанных скважинах, при поддержании давления у башмака равным давлению насыщения, выпадения парафина следует ожидать в колонне НКТ.

Как показывает практика, основными местами образования отложений парафина являются: скважинные насосы, насосно-компрессорные трубы, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин.

Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по двум направлениям: по предупреждению образования отложений и удалению уже образовавшихся (рис.2.16).