The education reasons the asfaltapitchesparaffin of deposits in PCP

Abstract

In article the reasons of formation of deposits in PCP, methods of prevention and removal of deposits from pipes are described.

Full Text

Добыча нефти осложнена выпадением асфальтосмолопарафинистых отложений (АСПО) в скважинном оборудовании и в системе сбора нефти и газа. Главной причиной появления отложений является возрастающая перенасыщенность раствора в результате изменения термодинамического состояния среды, что приводит к частичной кристаллизации и свободному выпадению твердой фазы с последующим осаждением взвешенных частиц непосредственно на стенках оборудования. Парафинизация оборудования связана с охлаждением газонефтяного потока до температур, меньших температуры насыщения нефти парафином вследствие разгазирования пластовой жидкости и теплообмена.

При эксплуатации нефтяных скважин отложения АСПО в насосно-компрессорных трубах (НКТ) уменьшают их полезное сечение и, как следствие, значительно снижают добычу нефти и увеличивают расход электроэнергии при ее откачке (рис. 1).

Рисунок 1 – АСПО в насосно-компрессорных трубах

В крайних случаях АСПО приводят к остановке скважин из-за полного перекрытия поперечного сечения НКТ или наличия АСПО в скважинных насосах. Интенсивность выпадения АСПО в нефтепромысловом оборудовании добывающих скважин определяется, в основном, составом и физико-химическими свойствами нефти, а также условиями эксплуатации скважин (дебит и обводненность продукции) [2].

К факторам, обуславливающим увеличение интенсивности АСПО в НКТ, относятся:

• высокое содержание парафина в нефти повышает температуру насыщения нефти парафином и увеличивает массу кристаллического парафина ниже этой температуры;
• невысокие температуры газожидкостного потока, определяемые температурой окружающих горных пород и наличием многолетнемерзлых пород;
• охлаждение жидкости при интенсивном разгазировании нефти в НКТ;
• малые дебиты скважин, при которых понижается температура жидкости и невысокая скорость ее подъема препятствует срыву выпавших АСПО на внутренней поверхности НКТ;
• низкая обводненность. Увеличение ее приводит к росту температуры жидкости за счет увеличения теплоемкости и гидрофилизации поверхности НКТ, препятствующей осаждению АСПО на эту поверхность.

Существенное влияние на процесс отложения выделившегося из нефти парафина на стенках НКТ оказывает скорость движения флюида и состояние поверхности труб [2].

В промысловых условиях выпадение АСПО на внутренней поверхности НКТ возможно лишь при скоростях подъема нефти ниже 6,0–6,5 м/сек, так как при более высоких скоростях происходит срыв образующихся парафиновых отложений [1]. Скорость подъема жидкости у стенки НКТ может быть рассчитана для каждой скважины по известному дебиту, диаметру НКТ, газовому фактору нефти, учитывая тот факт, что с уменьшением глубины увеличивается объем газовой фазы газожидкостного потока и, следовательно, увеличивается скорость движения жидкой фазы.

Анализ промысловых данных многих месторождений Западной Сибири показал, что нефти с плотностью от 810 до 860 кг/м3, с содержанием парафина от 1,5 до 8 %, малосмолистые (содержание смол до 8 %) образуют АСПО. Фонд скважин, где возможны отложения смол, асфальтенов и парафинов, имеют дебиты до 50 т/сут и обводненность до 40–45 %.

Рассмотрим состав АСПО. Асфальтосмолопарафинистые отложения – это природный композитный материал, состоящий из 10–15 органо-минеральных веществ и соединений. Отложения представляют собой, как правило, мазеподобную суспензию или эмульсию с высокой прилипаемостью к различным поверхностям. Отложения на внутренней стенке НКТ в основном формируются органическими и неорганическими веществами. Из органических веществ в составе АСПО имеются: высокомолекулярные парафины – 20–60 %, селикагелевые смолы – 10–25 %, асфальтены – до 5 %. В состав отложений входят и неорганические вещества: механические примеси до 15 %, соли.

Парафины – это вещества от серо-белого до черного цвета (рис. 2). Парафины в основном представлены углеводородами с числом атомов углерода в молекуле от 22 до 28. Твердые парафины CnHm (16 ≤ n ≤ 35, церезины n ≥ 36). Парафины выделяются (кристаллизуются) из нефти при вымораживании (депарафинизации), молекулярный вес до 500 г/моль, плавятся при температуре выше 30оС, плотность ниже 0,9 г/см3 (часто 0,8–0,9 г/см3), растворимы в ароматических растворителях. Таким образом, если вещество не плавится при комнатной температуре, растворяется в нефрасе и БГС (бензин газовый стабильный) его плотность меньше 0,9 г/см3, вероятно, это парафин [1].

Рисунок 2 – Парафины

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. Асфальтены и смолы называют модификаторами кристаллической структуры.

Асфальтены – это твердые аморфные вещества от темно-бурого до черного цвета (рис. 3). Плотность выше 1 г/см3. Растворяются в ароматических углеводородах (рис. 4, а), не растворимы в БГС (рис. 4, б). При нагревании размягчаются, но не плавятся, в нефти присутствуют в виде коллоидов. Выпадают в осадок при разведении нефти в БГС (1:20).

Рисунок 3 – Асфальтены

Рисунок 4 – Пример растворимых (а) и нерастворимых (б) асфальтенов

Таким образом, если вещество густое, пастообразное или твердое при комнатной температуре, растворяется в ароматических растворителях, не растворяется в БГС, его плотность 1 г/см3 и выше, то, вероятно, это асфальтены (или смесь смол и асфальтенов) [1].

Смолы неоднородны по своему составу. Они содержат нафтеновые и ароматические элементы, парафиновые цепи разной длины и степени разветвленности, а также гетероатомы серы, кислорода и азота. Смолы – вещества от светло-коричневого до черного цвета (молекулярный вес 500–1200) от липкой текучей массы до хрупкого аморфного твердого вещества. Плотность 0,99–1,08 г/см3. Хорошо растворимы в нефтяных растворителях. Таким образом, если вещество густое, пастообразное или твердое при комнатной температуре, растворяется в БГС, ароматических растворителях и его плотность 0,99 г/см3 и выше, то, вероятно, это смола или смесь смоло-асфальтенов [1].

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

Основным методом очистки внутренней поверхности НКТ от парафинов является механический, выполняемый спуском и подъемом скребков с помощью ручных лебедок. Рекомендуются к применению скребки типа «Кыргач-5», «Кыргач-6» («Татнипинефть») (рис. 5).

Рисунок 5 – Скребок для механической очистки

Эта операция выполняется в каждой скважине с эмпирически подобранной периодичностью. Продолжительность операции обычно составляет 3–5 суток. В случае нарушения этого срока, что часто случается по организационным и техническим причинам, в НКТ образуется так называемая «парафиновая пробка». Ликвидация «пробок» осуществляется либо их плавлением с помощью спускаемого на кабеле тепловыделяющего элемента, либо промывкой горячим солевым раствором, подаваемым в НКТ через спускаемые в них трубы малого диаметра.

В таблице 1 показаны мероприятия, применяемые для борьбы с АСПО в НКТ [1].

Таблица 1. Мероприятия по борьбе с АСПО в НКТ

№	Необходимые мероприятия	Периодичность
Методы борьбы с АСПО
1.1	Механическая очистка с применением скребков «Кыргач-5», «Кыргач-6» («Татнипинефть»).	в соответствии с действующими инструкциями и регламентами
1.2	Химическая очистка с применением: - ИНПАР-1, ИНПАР-2; - МЛ-72, МЛ-80, ВРК; - бутилбензольной фракции; - ингибиторов: СНПХ-7920М, СНПХ-7912М, СНПХ-7909, СНПХ-7941 (ингибитор парафиноотложений комплексного действия), СОНПАР.
1.3	Тепловые методы с применением периодической паротепловой обработки скважин: - АДПМ-16/150 (НПАК «Ранко») – агрегат для депарафинизации скважин горячей нефтью; - АДПМ-12/150-У1 (ОАО «Первомайскхиммаш»); - установка «Паратрол» (США).
Профилактические мероприятия
2.1	Использование НКТ с покрытием – стекло, эмаль, лакокрасочное покрытие.	постоянно
2.2	Микробиологическая очистка по технологии «Биотехинвест».
2.3	Внутрискважинный электропрогрев с помощью: - НЭСИ 50-122 (нагреватель электрический скважинный индукционный); - модульного подогревателя МЭН 50-122; - греющего кабеля.
2.4	Использование магнитных аппаратов «МАРМ-7», «Энергомаг», «Энеркет» (Канада).

Промывки горячей нефтью применяются как вспомогательное средство при трудности прохода скребка. Способ горячих периодических промывок или пропарок трудоемок и малоэффективен технологически: в период между промывками скважин снижается дебит.

Технологическая эффективность других способов борьбы с АСПО в НКТ связана с тем, что профилактика отложений или очистка от них производятся либо постоянно, в случае применения ингибиторов, либо с небольшим перерывом (до нескольких раз в сутки) – для механических способов. В этом случае средний дебит скважин оказывается выше среднего дебита после редких горячих промывок. Более перспективным в этом плане является способ постоянного электрического прогрева колонны НКТ в процессе эксплуатации скважин.

Из новых средств борьбы с отложениями АСПВ можно рекомендовать пьезоэлектрическое устройство Enercat, производимое фирмой PARATECH (Канада). Механизм стабилизации эмульсий и процессов образования АСПО основан на пьезоэлектрических эффектах, возникающих в смеси кварца и полудрагоценных металлов, заключенных в алюминиевую оболочку. Устройство широко используется на месторождениях Канады, США и Венесуэлы.

Для профилактики и увеличения эффективности борьбы с АСПО в НКТ наряду с применяемыми методами рекомендуется также обработка скважин бензином. Как показывает опыт применения этого метода на месторождениях Западной Сибири, успешность обработок составляет 70 %. Закачивают бензин в объеме 7,5–24 м3/скв., периодичность обработки составляет 2–15 дней.

Для предотвращения образования АСПО рекомендуется внедрение магнитных устройств для обработки жидкости (МОЖ) разработки ОАО «Оренбургнефть», прошедших апробацию в других регионах. Принцип работы МОЖ основан на том, что после прохождения жидкости через зазор между стенкой трубы и поверхностью магнитного устройства в потоке образуется огромное количество дополнительных центров кристаллизации и флотационного выноса. Они представляют собой газовые электрически заряженные микропузырьки, сформированные на коллоидных микропримесях. Форма конуса МОЖ сконструирована так, что магнитный эффект усиливается гидравлическим, в результате чего происходит формирование АСПО в объеме с последующим флотационным их выносом на устье скважины. Хорошие результаты получены также при испытании магнитного активатора «Магнолеум» на Быстринском месторождении, межремонтный период работы скважины увеличивается в два раза.

В заключении можно отметить:

1. основной причиной образования асфальтосмолопарафинистых отложений является изменение термодинамического состояния среды, что приводит к частичной кристаллизации и свободному выпадению твердой фазы с последующим осаждением взвешенных частиц непосредственно на стенках оборудования, в частности НКТ;
2. АСПО уменьшают полезное сечение в насосно-компрессорных трубах и, как следствие, значительно снижают дебит скважины по жидкости и увеличивают расход электроэнергии при ее откачке. В крайних случаях АСПО приводят к остановке скважин из-за полного перекрытия поперечного сечения НКТ;
3. для предотвращения образования АСПО в НКТ рекомендуется выполнение профилактических мероприятий, таких как покрытие внутренней поверхности труб стеклоэмалями (футерование), необходимо своевременно устранять негерметичность резьбовых соединений НКТ.