Файл: Выпускной квалификационной работы Внедрение ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений нового состава на Сузунском месторождении.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 12.12.2023
Просмотров: 139
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
24 современная классификация химических реагентов, предотвращающих отложения асфальто-смоло-парафиновых веществ.
Таблица 2.2 - Классификация химических реагентов, предотвращающих отложения АСПО
Группа ингибитора
Основной компонент
Основной принцип действия
Смачиватели
Полиакриамид
Кислые органические фосфаты
Силикаты щелочных металлов
Водные растворы синтетических полимерных
ПАВ
Поверхности и образуют гидрофильную пленку, препятствующую адгезии гидрофобных кристалловпарафина к внутренней поверхности труб
Диспергаторы
Соли металлов
Соли высших
СЖК
Силикатно-сульфенольные растворы
Сульфатированный щелочной лигнин
Воздействуют на процесс кристаллизации твердых компонентов нефти на макромолекулярном уровне, с образованием адсорбционного слоя из молекул реагента на мелких зародышевых кристаллах углеводородов, препятствуя их слипанию
Модификаторы
Атактический полипропилен (Мш=2000-
3000)
Низкомолекулярный поли- изобутилент
(Мт=2000-
3000)
Сополимеры этилена и сложных эфиров
Тройной сополимер этилена с винилацетатом и винилпироллидоном
Изменяют форму и поверхностную энергию кристаллов парафина, в результате этого снижается склонность кристаллов к взаимному объединению или присоединению к стенкам трубы
Депрессоры
Сополимеры этилена с винилацетатом
(ВЭС)
Полиметакрилаты
(ПМА
«Д»)
Парафлоу Алкилфенолы
А) адсорбируются на кристаллах парафина, что затрудняет способность последних к агрегации и накоплению.
Б) молекулы депрессора в углеводородной среде сцепляются своими полярными концами, образуя мицеллы.
Реагенты комплексного действия
Реагенты марки
СНПХ, композиции присадок
Комплексное действие
25
Ингибирующие свойства проявляет весьма широкий набор соединений различной химической природы. Однако при всем их разнообразии можно выделить три общих признака. Во-первых, все они, даже присадки неполимерного типа, обладают довольно значительной молекулярной массой
(в диапазоне 500-10000), которая в несколько раз больше молекулярной массы наиболее тяжелых н-алканов нефтепродуктов и нефтей, обусловливающих их низкотемпературные свойства.
Во-вторых, макромолекула присадок, как правило, представляет собой сочетание полиметиленовой цепи с полярными группами. В-третьих, все вещества, даже неполимерного типа, поли дисперсны по молекулярной массе и по составу. Иными словами, присадка не является индивидуальным веществом, а представляет собой смесь молекул различного состава и молекулярной массы.
В последнее время наметилась тенденция к разработке присадок комплексного действия, что достигается за счет создания композиции присадок с различным спектром действия. Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с:
- процессом разрушения устойчивых нефтяных эмульсий;
- защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии;
- защитой от солеотложений;
- процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока.
2.2.3.1 Удалители и растворители АСПО
Несмотря на возросшее число отечественных и зарубежных публикаций по химическим методам депарафинизации нефтепромыслового оборудования и призабойных зон скважин, прогнозных рекомендаций по применению определенных составов для удаления того или иного типа
АСПО и универсального удалителя нет. Это объясняется в основном,
26 различием в составах АСПО по месторождениям, их изменением, как по пути движения нефти, так и в процессе разработки месторождений; отсутствием теоретических разработок по взаимодействию твердых углеводородов и реагентов.
В настоящее время поиск удалителей и растворителей АСПО, как правило, проводится опытным путем. Многие предложенные составы подбирают лишь с учетом наличия сырья в нефтедобывающем регионе, причем выявляется общий эффект взаимодействия АСПО-удалитель, без определенного механизма его действия. Естественно, что такие составы нашли успешное применение лишь на отдельных месторождениях и не во всех технологических процессах удаления АСПО.
Анализ ассортимента удалителей и растворителей АСПО, который описан в отечественной и зарубежной литературе, показал, что все составы можно разделить на несколько классификационных групп:
- индивидуальные органические растворители; растворители различных классов органических соединений природного характера;
- смесь одного или различных классов органических соединений производств нефтехимии и нефтепереработки;
- органические смеси с добавками ПАВ; удалители на водной основе и многокомпонентные смеси.
Удалители последнего типа можно классифицировать как моющие смеси, так как их действие сводится в основном не к растворению составляющих АСПО, а к их диспергированию и отмыву. В состав моющих средств, как правило, входят различные оксиалкилированные продукты, щелочи, электролиты, спирты, кислоты и другие компоненты. Многие составы обладают рядом преимуществ перед удалителями органического характера. Они менее взрыво и пожароопасны, более технологичны (при условии поставки их на промыслы в товарной форме), создают гидрофилизирующие пленки на твердых поверхностях.
27
Удалитель парафиноотложений можно применять путем прямой закачки в трубное пространство скважин (НКТ) и путем закачки через затрубное пространство, с последующей продавкой реагента через прием
ЭЦН до интервала отложений.
Расход реагента зависит от степени запарафинивания НКТ. Для скважин со средней степенью запарафинивания закачку можно проводить через затрубное пространство или непосредственно в НКТ на интервал образования отложений. Для сильно запарафиненных скважин закачку необходимо проводить непосредственно в НКТ на интервал образования отложений с остановкой на реагирование. Расход реагента при закачке через затрубное пространство необходимо рассчитывать, как 20-30 % от объема
НКТ (2-3,5 м3). Расход реагента при закачке в НКТ необходимо рассчитывать по интервалу образования отложений (если известно), как 30-
40 % от объема НКТ (при сильном запарафинивания) или как 20-30 % от объема НКТ (при средней степени запарафинивания).
2.2.4 Вращающиеся гидромоторные насадки высокого давления
Одним из самых эффективных способов очистки является применение вращающихся гидромониторных насадок высокого давления. Ударная сила реактивной струи удаляет отложения, и они увлекаются потоком жидкости.
Вращение насадки гарантирует, что ее действие полностью охватит всю внутреннюю часть трубы. Дополнительная польза от вращения заключается в добавлении турбулентного течения к потоку жидкости, что усиливает ее способность транспортировать частицы. Гидромониторная насадка высокого давления, соответствующая современному техническому уровню, была применена на Ванкорском месторождении для очистки сетчатых трубных фильтров и лифтовой колонны скважин от АСПО. Самовращающаяся промывочная головка гидромонитора с возможностью контроля скорости вращения специально разработана для очистки скважин от отложений.
28
Мощные реактивные струи эффективно производят очистку на большой площади. Сила реакции струи вызывает центробежное движение головки гидромонитора со скоростями порядка от 200-400 (гидромонитор первого порядка) до 2000 (гидромонитор второго порядка) оборотов в минуту. Вращающаяся гидромониторная насадка позволяет струе воздействовать на ствол скважины под углами 45° и 90°，что гарантирует полное покрытие зоны обработки. Насадка также совместима с кислотами и азотом. При непосредственной работе в скважинах Ванкорского месторождения гидромониторная насадка работала в оптимальном режиме, обеспечивая как ударную силу для удаления любых твердых отложений, образовавшихся на трубных фильтрах, так и вращение, необходимое для турбулентного течения жидкости. Рабочая скорость 3 м/мин гарантировала, что трубные фильтры были полностью обработаны. Отбор проб на КВЧ в процессе выполнения операций подвергался анализу в лабораторных условиях и свидетельствует об эффективной работе и правильности предположения о состоянии скважины до выполнения работ.
Из-за того что каждый участок сетчатого трубного фильтра при заданной ударной силе подвергается многократному воздействию струи, степень очистки скважины от твердых отложений составляет порядка 100% или весьма близка к этому значению. Турбулентное течение, создаваемое вращающимися насадками, гарантирует, что твердые частицы будут увлекаться потоком жидкости. Скорость восходящего потока, который формируется в области трубных фильтров и лифтовой колонны, обеспечивает перемещение твердых частиц на поверхность. Частые рейсы при спуско-подъемных операциях помогают поднимать шлам, застрявший в обсадной колонне.
29
1 2 3 4 5
2.2.5 Перспективные методы предупреждения и борьбы с АСПО
2.2.5.1 Ввод ингибитора АСПО в поток ГЖС до приема УЭЦН
Применение ингибиторов АСПО, будет максимально эффективно при обеспечение ввода ингибитора АСПО в поток ГЖС до приема УЭЦН, по капиллярному трубопроводу.
Также допустимо применять схему подачи ингибитора непосредственно в НКТ при помощи вводных муфт (непосредственно на участке отложения АСПО), однако такая схема имеет ограничения: при фонтанировании по затрубному пространству в нем возможно парафиноотложение, а также остается риск парафиноотложений в УЭЦН.
Использование других систем ввода ингибитора АСПО в скважину для предупреждения отложения АСПО в большинстве случаев малоэффективно по причине влияния различных факторов (перепад давления между затрубом и линейным давлением, обводнённость скважины и т.д.)
2.2.5.2 Микробиологическая депарафинизация нефтяных скважин
Предлагаемая современная экологически чистая технология основана на использовании микробной ассоциации углеводородокисляющих бактерий, активно трансформирующей АСПО, отлагающиеся внутри НКТ-скважины в ходе добычи нефти. В результате обработки в короткий срок бактерии вырабатывают биоПАВы, что способствует интенсивному отмыву от АСПО рабочих поверхностей оборудования.
Разработанная технология биопрепарата от компании "INGEOOIL" для очистки скважин осуществляется с помощью стандартных технических средств (насосный агрегат типа ЦА-320, автоцистерна типа АЦ и т.д.).
Технологический процесс осуществляется на скважинах со статическим уровнем ниже уровня устья (при нулевом затрубном давлении).
Для очистки НКТ-скважины от АСПО в затрубное пространство скважины
30 закачивается биопрепарат и раствор биогенов. Реализация технологии не требует специальных подготовительных работ. Цикл обработки занимает 5-7 дней и включает в себя 2 стадии:
- закачка биомассы микроорганизмов и биогенов;
- циркуляция.
Промысловые испытания показали, что предлагаемая технология высокоэффективна, позволяет существенно уменьшить период простоя эксплуатационной скважины и снизить затраты на очистку оборудования.
Испытания предлагаемой технологии проведены на объектах ОАО
"Татнефть" (НГДУ "Джалильнефть" "Лениногорскнефть" "Иркеннефть",
"Прикамнефть" и др). Анализ полученных результатов показал:
- в НГДУ "Джалильнефть" средняя продолжительность работы скважины между плановыми остановками по причине парафиноотложения составляла 45-60 дней. После микробиологической обработки 11 скважин семь из них продолжали безостановочную работу в течение 323-326 дней.
Две скважины были остановлены по иным причинам после 126 и 176 дней работы;
- в НГДУ "Лениногорскнефть" и "Прикамнефть" средняя продолжительность работы скважины между остановками по причине парафиноотложения составляла 30-45 дней. После микробиологической обработки период безостановочной работы доходил до 300—345 дней.
Таким образом, с использованием микробиологической депарафинизации возможно добиться бесперебойной работы скважины от трех месяцев до одного года, в зависимости от содержания парафинов в добываемой нефти.
Биопрепарат от компании "INGEOOIL" эффективен при температуре до 188 градусов по Цельсию, при значениях pH от 4 до 10 и при солености до
25-30%.
31
2.2.5.4 Применения гладких покрытий НКТ
Защита НКТ от коррозии и вредных отложений асфальтенов, смол и парафинов полимерным покрытием резко увеличивает срок их службы, а также позволяет сократить затраты на различные виды обработок скважины.
Для создания полимерного покрытия применяется два типа пластмасс: термопластичные (поливинилхлорид, полиэтилен, полипропилен, фторопласт и т.д.) и термореактивные (фенопласты, эпоксидные, полиэфирные). Такие покрытия имеют высокую коррозионную стойкость (в т.ч. в высокоминерализованных средах) и длительный срок службы.
Характерное свойство покрытия - очень высокая эластичность, оно устойчиво к любым деформациям НКТ, в том числе к изгибу на любой угол и кручению. Покрытие не склонно к сколам и трещинообразованию, экологически чисто. Что важно, при очистке и ремонте НКТ допустимы кратковременная обработка паром с температурой до 200 °С и кислотная промывка.
В целом, гладкая пленка внутреннего покрытия значительно снижает гидравлическое сопротивление и, как следствие, энергозатраты на подъем нефти на поверхность. Применение НКТП (НКТ с полимерным покрытием) позволяет увеличивать межремонтный период на скважинах с парафинопроявлениями в среднем в четыре раза. Пониженная адгезия АСПО с покрытием позволяет обходиться практически без применения высокотемпературных обработок, а отложения в виде подвижной тонкой корки легко удаляются при гидроструйной промывке.
В большинстве случаев причиной возникновения дефектов покрытия является нарушение правил эксплуатации (режимов тепловой обработки, кислотных промывок и т.д.), а также повышенное содержание механических примесей в добываемой продукции.
Недостаток данного метода заключается в том, что подвержен большому воздействию песка.
32
Рассматривая использование защитных покрытий и стеклопластиковых
НКТ на скважинах Сузунского месторождения, а также учитывая положительные и отрицательные стороны использования данного вида защиты, считаю целесообразным проведение опытно-промысловых испытаний насосно-компрессорных труб с использованием полимерных покрытий.
3 Специальная часть. Внедрение ингибитора
асфальтосмолопарафиновых отложений нового состава
3.1 Определение группового состава нефти
АСПО, образовавшиеся в разных скважинах, отличаются друг от друга по химическому составу в зависимости от группового углеводородного состава нефтей, добываемых на этих скважинах. Но при всём возможном разнообразии составов для всех отложений установлено, что содержание в них асфальтосмолистых и парафиновых компонентов будут обратными: чем больше в АСПО доля асфальтосмолистых веществ, тем меньше будет содержаться парафинов, что в свою очередь определится их соотношением в нефти. Такая особенность обуславливается характером взаимного влияния парафинов, смол и асфальтенов, находящихся в нефти до момента их выделения в отложения.
Также прослеживается зависимость: если нефть содержит достаточно большое количество асфальтенов (4-5 % и выше), сказывается их депрессорное действие. Асфальтены могут сами выступать зародышевыми центрами. Парафиновые молекулы участвуют в сокристаллизации с алкильными цепочками асфальтенов, образуя точечную структуру. То есть образование сплошной решётки не происходит. В результате такого процесса парафин перераспределяется между множеством мелких центров и выделение парафинов на поверхности существенно ослабляется.