Борьба с отложениями асфальто – смолисто - парафиновых веществ при эксплуатации скважин

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.       

 Асфальтены и смолы относятся к поверхностно-активным компонентам нефти. Содержание этих компонентов меняется в широких пределах. Присутствие этих компонентов оказывает значительное влияние на процесс кристаллизации парафинов. Асфалътены и смолы называют модификаторами кристаллической структуры. В присутствии смол и асфалътенов происходит кристаллизация парафинов, при которой из раствора выделяются недоразвитые монокристаллы, возникшие из немногих центров кристаллизации. Они приобретают форму древовидных и шарообразных образований, и молекулы смол либо встраиваются в кристаллическую решетку парафина, либо адсорбируются на поверхности его кристаллов, тем самым изменяют форму кристаллов. В результате получаются крупные кристаллы неправильной формы.       

 Смолы неоднородны  по своему составу. Они содержат  нафтеновые и ароматические элементы, парафиновые цепи разной длины  и степени разветвленности, а  также гетеро - атомы серы, кислорода  и азота.        

 В случае, когда  в составе добываемой нефти  преобладают парафины, по мере  подъема и охлаждения нефти  увеличивается толщина отложений,  из-за интенсивной кристаллизации  и формировании более прочной  крупнокристаллической структуры. Это обуславливает формирование профилей АСПО с постоянным нарастанием толщины к устью скважины.           

 Связь между  составом АСПО и составом добываемой  нефти выявлена на основе анализов. В составе АСПО парафинов и  асфальтенов содержится намного больше, чем в нефти. А по содержанию селикагелевых смол АСПО и нефть мало отличаются.       

 Выявлена такая  закономерность, что прямой связи  между содержанием парафина и  интенсивностью его отложений  нет. Исследованиями нефти установлено,  что отсутствие такой связи  обусловлено, прежде всего существенным различием состава твердых углеводородов парафина, а именно различием соотношения ароматических, нафтеновых, и метановых соединений в высокомолекулярной части углеводородов, которые при стандартных методах исследованиях нефти не определяются.         

 Установлено,  что смолистые компоненты, различающиеся  составом и полярностью в зависимости  от типа нефти, являются естественными  депрессорами, понижающими температуру  застывания нефтей и нефтепродуктов.[1]  
  
  
  
  
  
           

 
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
 

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