асрпл. хим метод. Удк 622. 276. 72. 05 Растворителитеплоносители для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений
 Скачать 180 Kb.
|
|
УДК 622.276.72.05 РАСТВОРИТЕЛИ-ТЕПЛОНОСИТЕЛИ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ АСФАЛЬТО-СМОЛИСТЫХ И ПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ Герасимова Е.В. 1 , Ахметов А.Ф., Красильникова Ю.В. Уфимский государственный нефтяной технический университет, кафедра Технология нефти и газа email: В статье представлена технология удаления асфальто-смолистых и парафиновых отложений с нефтепромыслового оборудования с применением тяжелой смолы пиролиза и кубового остатка ректификации этилбензола в качестве растворителей-теп- лоносителей. Предложенная технология одновременно с удалением АСПО позволяет утилизировать отходы, полученные после обработки скважины без ущерба для окружающей среды с последующим получением мазутов марки Ми М из отходов обра- ботки. Ключевые слова асфальто-смолистые и парафиновые отложения, растворите- ли-теплоносители, растворимость, способ удаления, тяжелая смола пиролиза, кубовый остаток ректификации этилбензола, утилизация отложений С целью сокращения расходов на проведение обработки скважин растворителем, перехода от количества к качеству, необходим поиск комбинированных методов удаления АСПО в соответствии с существующими технологическими режимами работы скважин, свойствами и составом высокомолекулярных отложений АСПО в насосно-компрессорных трубах (НКТ). В настоящее время широко используют тепловые методы удаления АСПО с применением горячей нефти или воды, в качестве теплоносителя перегретого пара реагентов, при взаимодействии с которыми протекают экзотермические реакции растворителей [1, 2]. Известно, что большинство составов растворителей, предлагаемых к применению для удаления АСПО, представляют собой композиции алифатических, нафтеновых и ароматических углеводородов в сочетании с ПАВ и веществами, содержащими гидроксильные, аминные, эфирные и нитрогруппы [3]. Нагревание растворителя ускорит процесс растворения АСПО, но большинство предлагаемых растворителей, используемых на промыслах, не могут быть нагреты, так как имеют низкую температуру вспышки порядка 30-40 о С. Нагрев таких растворителей невозможен по причине их взрыво- и пожароопасности. Плотность известных растворителей изменяется в среднем в пределах от 0,6 до 0,9 г/см 3 . А плотность нефти составляет в среднем 0,8-0,9 г/см 3 . Для того _____________________________________________________________________________ Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru чтобы растворитель поступил на глубину максимального скопления АСПО, применяют специальные продавочные жидкости и чтобы растворитель мог находиться в зоне образования наибольшего скопления АСПО, необходимо, чтобы его плотность была больше плотности нефти [3]. Нос увеличением плотности растворителя увеличивается его молекулярная масса, растворяющая способность при этом снижается. Немаловажным фактором является и то, что все растворители используются однократно. На промыслах, территориально расположенных вдали от нефтехимических производств экономически оправданным было бы применение таких растворителей, которые возможно применять многократно. На наш взгляд растворитель-теплоноситель должен отвечать следующим требованиям температура вспышки не менее 90 С плотность не менее 0,95 г/см 3 ; ― приемлемая взрыво- и пожароопасность при нагреве высокая растворяющая способность ко всем типам АСПО; ― многократное использование растворителя стабильность химического состава при нагревании антикоррозионные свойства низкая растворимость вводе доступность низкая стоимость. Эффективность теплохимических обработок скважин с целью удаления АСПО в основном зависит от способа проведения обработки, физико-химических свойств теплоносителя и температуры теплоносителя. Применение циркуляционных способов обработки скважины с возможностью постоянного подогрева теплоносителя позволит значительно снизить время обработки. Необходимо, чтобы при нагреве теплоносителя до температуры не менее 80 Сне изменялись его фи- зико-химические свойства, температура вспышки теплоносителя была не менее 90 С, при этом он должен проявлять высокую растворяющую способность ко всем типам АСПО. _____________________________________________________________________________ Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru 2 Отложения на поверхности нефтепромыслового оборудования в основном представлены органическими (парафины, селикагелевые смолы, асфальтены) и неорганическими веществами (механические примеси, неорганические соли и вода) [4]. Для исследований были отобраны пробы отложений с нагнетательных и дебитных скважин различных типов. Объектами исследований выбраны отходы нефтехимических производств кубовый остаток ректификации этилбензола (КОРЭ) и тяжелая смола пиролиза (ТСП). Таблица Свойства ТСП и КОРЭ Показатель ТСП КОРЭ Плотность при 20 С, г/см 3 1,064 Массовая доля воды, % масс. следы 0,12 Температура вспышки в откр. тигле, С Вязкость кинематическая при 80 См с Температура застывания, Сне заст.) Массовое содерж. серы, % масс. отсутствует отсутствует Опытным путем оценивали проникающую и растворяющую способности ТСП и КОРЭ. Металлические формы с нанесенными на них отложениями помещали в стаканы с ТСП и КОРЭ в объёме 30 мл при температуре 20 С. На протяжении дней наблюдали за опытом, периодически каждые 12 часов вынимали форму с отложением и переворачивали. Если отложение отслоилось от формы, опыт прекращали, фиксируя время, далее определяли эффективность растворителя. Опыт показал, что молекулы КОРЭ и ТСП проникают между металлической поверхностью и отложением, тем самым вытесняют АСПО с поверхности металла, однако растворение АСПО в статическом режиме при температуре 20 С протекает достаточно медленно. Далее нами были проведены исследования о влиянии температуры растворителей на скорость растворения АСПО. Форму с отложением опускали в нагретый растворитель и фиксировали время, за которое отложение полностью растворится. Для АСПО-4, 8 аналогично определяли время расплавления вводе. На рис. 1 и 2 показано, что скорость растворения АСПО для отложений парафинового основания больше, чем для АСПО асфальтенового типа. Установлено, что в _____________________________________________________________________________ Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru 3 системе вода - АСПО» протекает только процесс плавления, а в системе растворитель- АСПО» одновременно протекают два процесса – растворение и плавление. При нагревании растворителя до 70 Св системе преобладает процесс растворения, а свыше 70 С – процесс плавления АСПО. При температуре 80 С происходит плавление АСПО независимо от рода теплоносителя. Получено, что минимальная температура нагрева растворителя, обеспечивающая высокую скорость растворения отложений, равна 70 ºС. После охлаждения определяли кинематическую вязкость смесей отложений с КОРЭ и ТСП. Было получено, что вязкость смесей увеличивается с увеличением содержания в них АСПО, при этом вязкость смесей с отложениями ас- фальтенового основания несколько выше, чем с отложениями парафинового основания. Также были определены температуры застывания для некоторых смесей АСПО с КОРЭ и ТСП по стандартной методике. Установлено, что температура застывания смесей АСПО с КОРЭ и ТСП зависит от массового содержания в них отложений. Чем больше содержание парафинов в АСПО, тем температура застывания смеси выше. АСПО-4 АСПО-4 АСПО-7 АСПО-8 АСПО-9 АСПО-10 АСПО-4 вводе АСПО-8 вводе Температура, 0 С В р ем я растворения, м и н Рисунок 1. Растворение в ТСП _____________________________________________________________________________ Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru 4 АСПО-4 АСПО-7 АСПО-8 АСПО-9 АСПО-10 АСПО-4 вводе АСПО-8 вводе Температура, 0 С В р ем я растворения, м и н Рисунок 2. Растворение в КОРЭ: АСПО-4: Кушкульское м. скв.154 (А АСПО-7: Чекмагушевское м. скв. 400 (П АСПО-8: НГДУ-1 «Белкамнефть» скв.13054 (П АСПО-9: Четырманское м. скв. 1289 (П АСПО-10: Кушкульское м. скв.283 (А) При планировании теплохимических обработок скважин с использованием растворителей с целью удаления АСПО в колонне НКТ, как за счет растворения, таки за счет расплавления необходимо обосновать темпы закачки и температуру теплоносителя, вид теплоносителя, атак же технологическую схему промывки прямая или обратная).Из анализа литературы известно, что наиболее эффективным способом удаления АСПО с поверхности нефтепромыслового оборудования является способ интенсивной циркуляции теплоносителя. Экспериментально получена минимальная температура нагрева растворителя, равная 70 С, при которой реагент одновременно ив равной степени оказывает тепловое и химической воздействие на АСПО. Учитывая тепловые потери в скважине при обработке теплохимическим способом необходимо нагревать раст- воритель-теплоноситель до больших температур, ноне менее чем 70 С. Физико- химические свойства исследованных реагентов, а именно температура вспышки более 100 С, позволяет нагревать их до 90-100 С. _____________________________________________________________________________ Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru 5 Рисунок 3. Принципиальная схема обработки скважины с помощью растворителей-теплоносителей 1 – пласт, 2 – обсадная колонна, 3 – колонна НКТ, 4 – насос, 5 – АСПО, 6 – нагнетательная линия, 7 – насосный агрегат, 8 – ёмкость с растворителем, 9 – нагревательный аппарат, 10 – ёмкость с отработанным растворителем и АСПО Растворитель нагревается в аппарате 9 (рис. 3) до 90-100 Си подается в затрубное пространство самотеком на прием глубинного насоса 4 с последующей циркуляцией по замкнутому циклу (круговая циркуляция, дополнительно подогреваясь до заданной температуры, проходя через теплообменник. Циркуляция продолжается до тех пор, пока разница температур входящего и выходящего потока из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) не будет превышать 20 С. Смесь отработанного растворителя и АСПО направляется в ёмкость 10. Эффективность данного способа обработки колонны НКТ обусловлена тем, что на АСПО растворитель-теплоноситель оказывает одновременно тепловое и химическое воздействие, что способствует более быстрому удалению отложений с поверхности нефтепромыслового оборудования. Для расчета объема растворите- ля-теплоносителя необходимо определить массу АСПО в НКТ. Обработка скважины с помощью растворителей-теплоносителей осуществляется способом круговой циркуляции с постоянным подогревом растворителя _____________________________________________________________________________ Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru 6 от внешнего источника. Применение технологии теплохимического удаления АСПО с применением КОРЭ или ТСП обеспечит уменьшение затратна обработку скважины за счет сокращения времени обработки и снижения стоимости растворителей по сравнению со стоимостью применяемых растворителей. Полученная смесь АСПО и растворителя-теплоносителя после отделения механических примесей и воды на специальных установках может быть использована в качестве мазута, физико-химические свойства которого зависят от содержания АСПО в растворители. В табл. 2 представлены показатели качества мазу- тов в соответствии с ГОСТ 10585-99 и показатели качества полученных смесей АСПО с растворителями. Получено, что смесь ТСП с содержанием АСПО до 15 % масс. может быть использована в качестве мазута марки М, а при содержании АСПО до 30 % масс. – марки М, а смесь КОРЭ с содержанием АСПО до 30 % масс. – марки МВ отличие от смесей АСПО с ТСП смеси КОРЭ с АСПО имеют более низкие температуры застывания, и они менее вязкие. Увеличение содержания АСПО в смеси приведет к повышению температуры застывания. Таблица 2 Характеристики смесей Наименование показателя АСПО 15 % масс. АСПО 30 % масс. Марка мазута №4 №8 №4 №8 М40 М100 Смесь АСПО с ТСП Вязкость при 80 См сне более 59,0·10 -6 не более 118,0·10 -6 Температура вспышки в открытом тигле, Сне ниже 90 не ниже 110 Температура застывания, Сне выше 10 не выше 25 Смесь АСПО с КОРЭ Вязкость при 80 См сне более 59,0·10 -6 не более 118,0·10 -6 Температура вспышки в открытом тигле, Сне ниже 90 не ниже 110 Температура застывания, Сне выше 10 не выше Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru 7 Смеси с низким содержанием АСПО в растворителях ТСП (до 7 % масс) и КОРЭ (до 10 % масс) возможно использовать повторно для удаления отложений тем же способом, при этом растворяющая способность растворителей не снижает- ся. Таким образом, применение разработанной технологии теплохимической обработки скважины, где в качестве растворителей-теплоносителей предлагается использовать тяжелую смолу пиролиза или кубовый остаток ректификации этилбензола позволит решить следующие основные задачи снизить время обработки скважины за счет теплового и химического воздействия теплоносителя снизить затраты на обработку скважин за счет снижения стоимости растворителей, при этом получить экономию средств более 10 тыс. рублей на 1 тонну растворителя утилизировать АСПО без ущерба для окружающей среды получить из продуктов обработки мазуты Ми М. Литература. Павлычев В.Н., Прокшина Н.В. и др. Эффективность применения растворителей асфалтосмолопарафиновых отложений на промыслах АНК Баш- нефть // Нефтяное хозяйство. – 2002. – №12. – С. 65-66. 2. Михалевич В.И., Мельничак Б.Ю. Борьба с отложениями парафина в скважинах с помощью растворителей-теплоносителей // Нефтепромысловое дело – науч.-тех. сб./ ВНИИОЭНГ. – 1969. – Вып. 2. – С. 37-38. 3. Рогачев М.К., Стрижнев КВ. Борьба с отложениями при добыче нефти. – М ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. – 295 сил. Ибрагимов Н.Г., Хафизов АР, Шайдаков В.В. и др. Осложнения в нефтедобыче Уфа ООО Изд-во науч.-техн. лит.“Монография”, 2003. – 302 с Нефтегазовое дело, 2010 http://www.ogbus.ru 8 |