Файл: Современные технологии удаления примесей аспо.docx

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«Национальный исследовательский Томский политехнический Университет»


Инженерная школа природных ресурсов

21.03.01 «Нефтегазовое дело»
СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ УДАЛЕНИЯ ПРИМЕСЕЙ АСПО
реферат

по дисциплине:

Химия нефти и газа

Исполнитель:
студент группы	2Б93		Полковникова И.А.		08.04.2021
Руководитель:
преподаватель			Ерофеев Владимир Иванович

Томск – 2021

Оглавление

---

ВВЕДЕНИЕ

Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) — тяжелые компоненты нефти, отлагающиеся на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования и затрудняющие его добычу, транспорт и хранение.

Задача борьбы с АСПО и предупреждения их выпадения на поверхностях нефтегазового оборудования и труб остается одной из самых актуальных для отрасли, так как они содержатся в составе нефтей практически во всех нефтедобывающих районах РФ.

Содержащиеся в нефти парафины могут выделяться из нее кристаллизацией при температуре, ниже определенной, – температуре начала кристаллизации

парафинов (ТНКП). ТНКП зависит от химического состава нефти и от молекулярной массы растворенных в этой нефти парафинов.

 Механизм образования АСПО представляет собой совокупность физических и химических процессов, происходящих на внутренних поверхностях нефтепромыслового оборудования при транспортировке нефти и в призабойной зоне пласта, сопровождающихся выпадением и накоплением твёрдой органической фазы. Также эти процессы называются механизмом «парафинизации», так как источником возникновения отложений служат молекулы парафина, которые растворены в нефти, выстраивающие твёрдую кристаллическую решётку. На выпадение парафинов из нефти влияет множество факторов, основное действие которых заключается в снижении растворяющей способности нефти и в целом влияние на термодинамическое пластовое состояние.

На кинетику образования кристалов АСПО могут влиять ряд факторов:

– снижение давления в области забоя 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 её компонентов;

– состав углеводородов в каждой фазе смеси;

– соотношение объёмов фаз (нефть-вода).

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.

Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению межремонтного периода работы скважин и эффективности работы насосных установок, возникают неполадки в работе установки электроприводного центробежного насоса (УЭЦН), а также закупоривание капилляров продуктивного пласта и ухудшение фильтрационно-емкостных свойств горных пород.

---

Отложение парафинов на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) добывающих скважин вызывает уменьшение внутреннего диаметра НКТ и, как следствие, снижение количества жидкости, добываемого скважиной вплоть до полной ее остановки в результате образования в НКТ глухой парафиновой пробки.

Отложение парафинов в трубопроводах приводит к снижению их производительности (пропускной способности) и возрастанию давления в голове трубопровода. Отложения парафинов в резервуарах (как правило, на дне) за 3–5 лет могут достигать 1,5–2,0 м в высоту (Западная Сибирь), существенно уменьшая полезный объем резервуаров.

АСПО увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях.

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. 

Удаление АСПО или депарафинизация скважин бывает нескольких типов:

1. 
   механическая – скребки различных типов конструкций, эластичные шары, перемешивающие устройства;
   
2. 
   тепловая – греющий кабель, ППУ, АДП;
   
3. 
   химическая – ингибитор;
   
4. 
   биологическая.
   

1 СВОЙСТВА АСПО И СВОЙСТВА

АСПО представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70 % мас.), АСВ (20-40 % мас.), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей. Парафины – углеводороды метанового ряда от С₁₆Н₃₄ до С₆₄Н₁₃₀. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на (ГОСТ 912-66):

малопарафиновые - менее 1,5 % мас.;

парафиновые - от 1,5 до 6 % мас.;

высокопарафиновые - более 6 % мас..

В отдельных случаях содержание парафина может достигать 25%. Парафин обладает нереактивной природой и поэтому не растворяется в кислотах, щелочах и других химических реагентах. Имеет преимущественно линейное строение и записывается химической формулой CnH2n+2 , в которой значение n находится в пределах от 16 до 64. Главными растворителями парафина являются органические, такие как бензол, бензин, ацетон, этиловый эфир и т.д. Также растворяется в нефтепродуктах при нагревании и маслах

---

, содержащих минеральные компоненты. Температура плавления парафина в стандартных условиях составляет 45-65 ^oC.

Также в составе могут присутствовать оксиды металлов в незначительном количестве (ванадий, железо). Они способны

образовывать комплексы с макромолекулами поверхностно-активных веществ, тем самым усиливая межмолекулярные взаимодействия, происходящие внутри отложений. На состав и процентное содержание

компонентов влияет природа добываемой нефти в пределах

нефтедобывающего региона, а также месторождения и твёрдых

углеводородов, из которых они состоят, место отбора проб, и ряд других

геологических, гидродинамических и термодинамических факторов.

Асфальтены, входящие в состав АСПО - это аморфные хрупкие углеводородные соединения тёмно-бурого и чёрного цвета. Содержат в своем составе преимущественно углерод (до 86%), водород (до 9%), серу (0,5-9%), азот (до 2%) и кислород (до 10%). Содержание самих асфальтенов в нефти варьируется от 1 до 20 % в зависимости от условий. При нагревании до 300 ^oC переходят в пластическое состояние, а при температуре свыше разлагаются с выделением газа, жидких веществ и твёрдого остатка. По сравнению со смолами обладают меньшей растворимостью, но ароматические углеводороды, такие как бензол, толуол, сероуглерод, хлороформ и тетрахлорметан способны растворять асфальтены. В парафиновых углеводородах (спирт, эфир, ацетон) не растворяются. Асфальтены обладают плотностью несколько больше единицы (1,2 г/см³ ) и соответственно являются более тяжелыми компонентами нефти. Молекулярная масса колеблется в районе 2000 – 4000 атомных единиц масс. Вторым компонентом АСВ являются нефтяные смолы. Их предложено разделять от асфальтенов из-за различной растворимости веществ. Смолы – это высокомолекулярные гетероатомные соединения, твёрдые или обладающие высокой вязкостью аморфные вещества бурового и чёрного цвета. Плотность смол немного ниже, чем у асфальтенов (0,99 - 1,08 г/см³ ), а молекулярная масса составляет 1200 атомных единиц масс. Нефтепродукты и органические растворители, кроме метилового и этиловых спиртов, способны хорошо растворять смолы, а также они подвержены растворению в алканах при нагревании до 300 ^oC. Также при нагреве до 350 ^oC происходит уплотнение структуры смол и происходит процесс превращения в асфальтены. На воздухе легко окисляются, даже при низких температурах. Содержание кислорода, 16 серы и азота достигает 17 % от состава, но при повышении молекулярной массы снижается. Структура молекулы смолы представляет собой бензольные кольца, которые образуют плоскую конденсированную поликарбоциклическую сетку. Пяти и шестичленные нафтеновые и гетероциклические кольца также могут составлять часть образованной сетки. Периферийная часть конденсированной системы смол, входящих в состав АСПО, замещена на углеводородные радикалы (алифатические, циклические и смешанные). Заместители могут включать функциональные группы (-OH, - SH, -NH

---

₂ , -CO и др.).

Не менее важным показателем свойств отложений является температура плавления, которая необходима для характеристики состава и адгезионных свойств АСПО. Она позволяет оценить подвижность АСПО и зависит от химического состава. Наиболее трудными для удаления являются отложения, обладающие высокой температурой плавления, так как в их составе преобладают высокомолекулярные и тугоплавкие соединения (н-парафины).

2 ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ С АСПО

Тепловые методы основаны на температуре плавления парафиновых углеводородов, которая составляет примерно 50 ^oC. Искусственное увеличение и поддержание температуры нефтяной системы выше температуры начала кристаллизации твёрдых углеводородов в стволе скважины и ПЗП применяется при добыче высоковязкой парафинистой и смолистой нефти.

Удаление отложений проводится закачкой в пласт нагретого жидкого теплоносителя (нефть, вода), а также обработкой паром. Однако данные методы являются энергозатратными, пожароопасными и обладают низкой эффективностью.

1. 
   АДП – аппарат для депарафинизации скважин
   

Данный аппарат предназначен для депарафинизации скважин горячей нефтью, для нагрева и нагнетания нефти в скважину с целью удаления со стенок труб отложений парафина.

Весь агрегат состоит из нескольких узлов и систем: нагревателя змеевикого типа, нагнетательного насоса, силовой передачи, вспомогательного оборудования, трубопроводов, контрольно-измерительных приборов и системы автоматики. Принцип работы агрегата заключается в следующем. Нефть из емкости всасывается насосом и прокачивается через змеевики нагревателя. При своем движении по змеевикам нефть нагревается до определенной температуры и далее через напорный трубопровод нагнетается в скважину.

Работу с АДП производят два человека: оператор-машинист, он же водитель АДП, и оператор по добыче нефти и газа.

---