МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» 

Кафедра разработки и эксплуатации газовых  и 

газоконденсатных месторождений 
 

РЕФЕРАТ

по  дисциплине: Основы нефтегазопромыслового  дела

на  тему: Борьба с отложениями асфальто – смолисто - парафиновых веществ  при эксплуатации скважин. 
 
 

Выполнила: студентка гр.ГГ-10-02                                     К. В. Котельникова

Проверил: старший преподаватель                                       С. Б. Харина 
 
 
 
 
 

Уфа, 2010 г.

СОДЕРЖАНИЕ:

 

1. Введение……………………………………………………………………………3-4

1.1 Механизм и условия формирования АСПО в скважине………………...5-8

1.2 Состав АСПО…………………………………………………………………..9-11

2.Методы борьбы с асфальто-смолисто-парафиновыми отложениями..12

2.1 Механические методы борьбы с АСПО…………………………………12-16

2.2 Физические методы  борьбы с АСПО……………………………………17-18

2.3 Химические методы  борьбы с АСПО…………………………...………19-21.

2.4 Методы теплового воздействия борьбы с АСПО……………………22-24

2.5Вибрационные методы………………………………………………………...25      

2.6  Применение покрытий  для борьбы с  АСПО…………………………25-

3. Заключение…………………………………………………………………………

4. Использованная литература……………………………………………… 
 
 

                  
 
 
 
 
 
 
 
 

ВВЕДЕНИЕ:

           Эксплуатация нефтедобывающих скважин на месторождениях осложнена многими факторами. Большие потери на промыслах происходят от осаждения в парах нефтенасосных пород, в колоннах скважин и в подъемных трубах мазеобразной или твердой массы темного цвета, известной под названием парафин – АСПО (асфальто-смолистые- парафинные отложения) (рис.1).

          

Рис.1 Асфальто-смолистые-парафиновые отложения   в НКТ

       Асфальто-смолистые-парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах. Химический состав АСПО зависит от свойств и состава добываемой нефти, термо- и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.

         Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти. В зависимости от условий кристаллизации состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси.

           На интенсивность парафиновых отложений оказывает влияние обводненность продукции в скважинах.

         АСПО снижают производительность скважин, увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях, сокращают межремонтный период скважин, увеличивают трудовые и материальные затраты и повышают себестоимость добываемой продукции. Поэтому борьба с АСПО – актуальная задача при интенсификации добычи нефти.

         Методы борьбы с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже образовавшихся осадков.

Предупреждение  образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов, а также введением  в поток добываемой нефти различных  ингибиторов.

        В настоящее время известно около двадцати различных способов борьбы с отложениями парафина. Каждый из методов борьбы с отложениями парафина требует применения на скважине более или менее сложного оборудования и всевозможных устройств, нуждающихся в повседневном контроле за их работой. Подбор эффективных методов предупреждения и удаления парафиновых отложений обеспечивает продолжительный межремонтный период  работы скважин, повышает нефтегазоотдачу и сокращает материальные затраты.

         Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, физическими методами, тепловой и химической обработкой продукции скважин. 

         1.1 Механизм и условия формирования АСПО в скважине.

           Современные представления о механизме образования парафиновых отложений на скважинном оборудовании можно условно подразделить на осадочно-объемную теорию и кристаллизационно-поверхностную.

           Первая предполагает, что кристаллы парафина образуются в объеме движущейся нефти и постепенно оседают на поверхности металла и закрепляются на ней, образуя постепенно осадочный слой органических отложений.

        По второму механизму - парафиновые кристаллы образуются непосредственно на металлической поверхности и постепенно кристаллизуются в комплексы. Процесс кристаллизации парафина на поверхности идет за счет подпитки из нефтяного раствора.

        Существует еще и третий механизм - это смешанным путем, имеющим все особенности первых двух. При этом состояние поверхности и ее природы существенным образом влияют на течение процесса образования парафиновых отложений.

         Таким образом, принимая тот или иной механизм образования АСПО за базу, подходы в борьбе с предупреждением, органических отложений будут разные.

         Необходимыми условиями формирования парафиновых отложений являются [1,2,3]:

- снижение давления на забое скважины 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.

         Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.

         Существует множество и других факторов способствующих или препятствующих интенсивному формированию парафиновых отложений.

К наиболее существенным из них могут быть отнесены:

1. Скорость потока. Как показали исследования, в начале интенсивность отложений растет с увеличением скорости за счет увеличения массового переноса, а затем снижается, поскольку возрастают касательные напряжения, повышающие прочность сцепления парафина с поверхностью оборудования. При больших скоростях движения поток смеси охлаждается медленнее, чем при малых, что замедляет процесс образования АСПО [3].

2. Влияние газовыделения. Лабораторные исследования показали [2], что на интенсивность образования парафиноотложений оказывает влияние процесс выделения и поведения газовых пузырьков в потоке смеси. Известно, что газовые пузырьки обладают способностью флотировать взвешенные частицы парафина. При контакте пузырька с поверхностью трубы частицы парафина соприкасаются со стенкой и откладываются на ней. В дальнейшем процесс отложения парафина нарастает вследствие его гидрофобности. На стенке трубы образуется слой из кристаллов парафина и пузырьков газа. Чем менее газонасыщен этот слой, тем большую плотность он имеет. Поэтому более плотные отложения образуются в нижней части подъемных труб, где пузырьки газа малы и обладают большей силой прилипания к кристаллам парафина и стенкам трубы.           3.  Наличие механических примесей, являющихся активными центрами.                                                                                                                                                                                                         4. Кристаллизация, может привести к уменьшению интенсивности отложения парафина за счет снижения состояния перенасыщения нефти и увеличение его доли кристаллизации в объеме.                                                     5. Состояние поверхности оборудования (подложки) оказывает существенное влияние на прочность отложений, в частности, полярность материала подложки и качество поверхности (гладкость). Чем выше значение полярности материала и ее гладкость, глянцевитость (чистота обработки), тем меньше адгезия, а, следовательно, при меньших скоростях потока будут срываться парафиновые образования с таких поверхностей. 6. Влияние электризации. Процесс образования АСПО носит адсорбционный характер. Адсорбционные процессы сопровождаются возникновением двойного электрического слоя на поверхности контакта парафина с газонефтяным потоком. При механическом нарушении равновесного состояния данного слоя на поверхности трубы или слоя парафина появляются некомпенсированные заряды статического электричества, то есть происходит электризация как поверхности трубы, так и поверхности кристаллов парафина, что усиливает адгезию парафина к металлу [4].

         Обводненность продукции скважины. Она оказывает двоякое действие. Вначале при малом содержании воды в нефти и прочих равных условиях наблюдается некоторое повышение интенсивности отложений парафина, а затем с увеличением доли воды в потоке интенсивность снижается как за счет повышения температуры потока (теплоемкость воды в 1,6... 1,8 раза больше нефти), так и за счет обращения фаз, при котором ухудшается контакт нефти с поверхностью оборудования.

Схема движения нефти в полости НКТ, при высокой обводненности продукции, для гидрофильной и гидрофобной  поверхностей представлена на (рис. 2).

Рис.2 Схема движения нефти в полости НКТ при высокой обводненности продукции.

а) поверхность  металла гидрофобная;      б) поверхность гидрофильная;

1 —  штанга;  2-НКТ; 3 – нефть; 4-АСПО; 5 – вода. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.2 Состав АСПО

         Без знаний о составе и основных свойствах АСПО, основного объекта исследований, не может вестись работа по предотвращению отложений на нефтепромысловом оборудовании.

        АСПО — природный композитный материал, состоящий из 10-15 органо-минеральных веществ и соединений. Отложения представляют собой, как правило, мазе подобную суспензию или эмульсию с высокой адгезией к различным поверхностям.

         Отложения на поверхности нефтепромыслового оборудования в основном формируются органическими и неорганическими веществами.

Из органических веществ в составе отложений АСПО имеются: высокомолекулярные парафины -20-60%; селикагелевые смолы -10-25%;асфальтены -до 5%; связанная нефть; оклюдированный газ. [2].

         В состав отложений входят и неорганические вещества : механические примеси до 15 %; соли; вода 4- 49%.

        Парафины, в основном представлены углеводородами с числом атомов углерода в молекуле от 22 до 28. Молекулы н-алканов при охлаждении формируют кристаллы. В кристалле они имеют форму плоских зигзагообразных цепей высокомолекулярных н-алканов, параллельных между собой.

        Средняя температура плавления нефтяных парафинов на подавляющем большинстве залежей находится в пределах от 47—61⁰ С В широком диапазоне содержания парафинов средняя температура плавления изменяется мало и составляет 52⁰С. Отклонение от среднего значения сравнительно небольшое (±1,3...2,8° С). Это указывает на то, что состав нефтяных парафинов в подавляющем большинстве залежей оказывается практически одинаково и мало зависит от содержания парафинов в нефти.