Методы борьбы с АСПО
механические методы борьбы с органическими отложениями
• Применение скребков и скребков центраторов основано на использовании таких физических свойств органических отложений, как низкая механическая прочность и хрупкость. Скребки центраторы выполняют одновременно две функции это удаление отложений со стенок НКТ и центровка колонны штанг с целью уменьшения и предотвращения истирания стенок НКТ.
• В настоящее время применяются различные конструкции скребков: • наплавленные; • наплавленные в комбинации с «плавающими» ; • металлические в комбинации с «плавающими» . • При использовании скребков насосные установки оборудуются штанговращателями, которые обеспечивают медленное поворачивание колонны штанг и плунжера «на заворот» при возвратно поступательном движении штока.
Скребок-центратор наплавленный Скребок-центратор «плавающий»
скребки центраторы Альметьевского завода "Радиоприбор"
• Количество стационарных и плавающих скребков центраторов, устанавливаемых на одну насосную штангу, варьируется от 4 до 8 штук. • Диаметр скребков центраторов 56 57 мм, • Для скважинных вставных насосов с типоразмером 150 RHAM (Н 38) и 175 RНАМ (Н 44), а также трубных насосов с диаметром плунжера 57 мм и более составляет не менее 58 мм. • Длина колонны штанг, оборудованной скребками центраторами, обычно составляет от 200 до 1300 м.
• расчётное увеличение нагрузки от поршневого эффекта скребка центратора минимально при использовании плавающих скребков центраторов. Нагрузка возрастает более чем в 10 раз при увеличении количества скребков центраторов в 2 раза и использовании наплавленных скребков центраторов.
• Применение скребков центраторов основано на использовании таких физических свойств парафиноотложений, как низкая механическая прочность и хрупкость. • Эти свойства парафиноотложений оказались изученными раньше других и механические способы борьбы, основанные на их использовании, исторически приобрели наиболее широкое применение на практике. • В настоящее время произошло значительное изменение состава и свойств добываемой продукции, отмечено значительное увеличение пластичности отложений, а также произошло увеличение глубины формирования отложений на поверхности оборудования.
химические методы борьбы с органическими отложениями
Применение растворителей для удаления органических отложений
• Растворитель (от латинского solvere, «ослабить» ) — жидкое, твёрдое или газообразное вещество, способное растворять другие твёрдые, жидкие или газообразные вещества, которые растворяются в определённом объёме растворителя при заданной температуре
• Раствор это однофазная (гомогенная) система переменного состава, образованная не менее чем двумя независимыми компонентами (растворитель и растворенное вещество). • Гомогенная система характеризуется отсутствием поверхностей раздела между отдельными частями раствора, одинаковым составом и свойствами по всему объему раствора. • При проведении химических реакций раствор представляет собой многокомпонентную систему (субстрат, реагент, растворитель, продукты основной и побочных реакций), состав которой меняется по ходу реакции.
• Состав растворителя определяется в первую очередь составом АСПО на поверхности подземного оборудования. • Дистиллят преимущественно растворяет парафиновые компоненты отложений и смолы, а ароматические растворители асфальтены.
• Технологии с применением растворителей используются в 2 х направлениях: • удаление органических отложений, сформировавшихся на поверхности нефтепромыслового оборудования и хэлементах конструкии скважин; • удаление органических отложений с поверхности пор в условиях ПЗП.
Органические растворители, используемые в процессах добычи нефти, классифицируют по группам: • индивидуальные растворители; • растворители природного характера; • продукты и отходы нефтепереработки и нефтехимии и их смеси; • растворители и их смеси с добавками ПАВ. Наличие в составе растворителя ПАВ увеличивают эффективность удаления органических отложений с высоким содержанием смол и асфальтенов.
Реагенты для удаления парафиновых отложений, разрешенные к применению в процессах нефтедобычи Реагент Техническое условие, ГОСТ Наиболее массовое содержание реагента в нефти, % СНПХ-7 р-2 ТУ 38 -1038 -77 0, 007 СНПХ-7 р-2 ТУ 38 -10297 -78 0, 007 Бентол ТУ 38 -103 -305 – 80 В любых количествах Гексановая фракция ТУ 38 -10381 -77 То же Толуол ГОСТ 5789 -78 (ГОСТ 147 -10 -78) 0, 200 Толуольная фракция ТУ 38 -30312 -81 0, 200 Бутилбензольная фракция ТУ 38 -102 -97 -78 0, 005 0, 004 Газоконденсат ТУ 51 -710 -78 0, 008 Газовый бензин ТУ 38 -01 -12 -428 -79 0, 008 Керосиновая фракция ТУ 6 -01 -18 -37 -78 0, 005 Легкая пиролизная смола ТУ 38 -10285 -83 0, 004 4, 4 -диметил-1, 3 -диоксан 0, 020
• парафины лучше растворяются в парафиновых углеводородах, смолы хорошо растворяются в парафиновых углеводородах – пентане и высших, а также в нафтеновых и ароматических углеводородах, а асфальтены растворяются в ароматических углеводородах и нерастворимы в парафиновых углеводородах.
требования к оптимальному растворителю органических отложений • растворитель должен иметь поликомпонентный состав, т. е. содержать ароматические, алифатические и нафтеновые гетероатомные полярные компоненты, причем парафиновый и ароматический компоненты должны содержаться в соотношении, обеспечивающем максимум растворимости; • растворитель должен содержать добавки поверхностно активных веществ, способствующих адгезии и хемосорбции активных компонентов.
• Все растворители, применяемые в процессах добычи нефти, должны соответствовать требованиям, предъявляемым к химпродуктам в технологических процессах добычи и транспорта нефти. • Химпродукты должны пройти следующие виды испытаний • идентификацию химпродукта; • определение физико химических показателей; • определение показателей пожаровзрывоопасности; • определение санитарно гигиенических и санитарно токсикологических показателей; • оценку влияния химпродукта на качество получаемых нефтепродуктов.
• Проведение технологического процесса закачки композиции растворителя возможно как с пакером, так и без пакера. • В процессе закачки контролируются следующие технологические параметры: • объем закачки; • давление закачки • (по манометру насосного агрегата); • давление в межтрубном пространстве для контроля давления на эксплуатационную колонну. • Технологическая схема закачки растворителя в ПЗП
Основные этапы технологии обработки скважин дистиллятом: • Для проведения дистиллятной обработки глубинную насосную установку (кроме УЭДН, УШВН) останавливают. • Насосный агрегат обвязывают с затрубной задвижкой и автоцистерной с технологической жидкостью. • После проведения необходимых подготовительных работ через затрубное пространство закачивают дистиллят в объеме, равном объему кольцевого пространства плюс объем НКТ до устья. • Оставляют скважину на реагирование не менее чем на 8 часов
При смешивании дистиллята с нефтью происходит снижение эффективности растворения: для проб отложений, отобранных из выкидных линий, эффективность растворения уменьшается на 3 4%, а для проб отложений, отобранных из напорного нефтепровода на 30%, т. е. почти в 10 раз больше.
• Нефтяной дистиллят состоит из углеводородов парафинового основания. • Дистиллят – продукт переработки нефти, легковоспламеняющаяся жидкость с преобладанием легких фракций, представляет собой смесь бензиновой и керосиновой фракций нефти, получаемых в процессе стабилизации нефти в ректификационных колоннах на установках комплексной подготовки нефти (УКПН). • Дистиллят является побочным продуктом ректификации нефти.
Основные свойства дистиллята Наименование показателей 1. Внешний вид 2. Плотность, кг/м 3 Норма Жидкость светло-желтого цвета 640 -700 3. Начальная температура кипения, 0 С 20 4. Упругость паров при 20 0 С, мм. рт. ст. 395 5. Вязкость, м. Па с 0, 51 6. Температура самовоспламенения, 0 С 255 -474
Схема проектирования и выбора оптимальной технологии удаления органических отложений с использованием растворителей Выбор составов растворителей на основе лабораторных исследований растворимости органических отложений Оценка влияния структуры отложений и термодинамических характеристик процесса на растворимость отложений Формулировка ограничений и оценка факторов, оказывающих влияние на эффективность растворения. Оценка влияния растворителя на кинетическую устойчивость нефти. Выбор оптимальных параметров проведения воздействия с учетом технологии. Выбор групп скважин с близкими геолого-техническими условиями для проведения экспериментальных промысловых исследований (дебит, пластовое давление), эффективности технологии и оценка альтернатив Анализ результатов экспериментальных промысловых исследований и выбор оптимальной технологии и объектов применения технологии с использованием растворителей
Ингибиторы парафиноотложений Ингибирование-метод предотвращения формирования отложений • Базируется на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. • В основе действия ингибиторов парафиноотложения лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы. • Химические реагенты подразделяют на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы.
• Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. • К ним относят полиакриламид (ПАА), кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных ПАВ.
• Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения. Такими свойствами обладают атактический пропилен с молекулярной массой 2000 3000, низкомолекулярный полиизобутилен с молекулярной массой 8000 12000, алифатические сопо лимеры, сополимеры этилена и сложного эфира с двойной связью, тройной сополимер этилена с винилацетатом и винилпирролидоном, полимер с молекулярной массой 2500 3000.
• Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, вследствие чего затрудняется их способность к агрегации и накоплению. К известным депрессаторам относят "Парафлоу" (Аз. НИИ), алкилфенол ИПХ 9, "Дорад 1 А", ВЭО 504 (Тюм. ГНГУ), "Азолят 7".
• Диспергаторы — химические реагенты, обеспечивающие об разование тонкодисперсной системы, которую уносит поток нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. К ним относят соли металлов, соли высших синтетических жирных кислот, силикатно сульфанольные растворы, сульфатированный щелочной лигнин.
• Использование химических реагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещают с процессами: • — разрушения устойчивых нефтяных эмульсий; • — защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии; • — защиты от солеотложений; • — формирования оптимальных структур газожидкостного потока.
• СНПХ 7 р 1 — смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения, а также ароматических углеводородов (ОАО "НИИнефтехим", г. Казань); • СНПХ 7 р 2 — углеводородная композиция, состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановой фракции (ОАО "НИИ нефтехим", г. Казань);
Оборудование для подачи ингибиторов Дозаторы • Могут располагаться : • На раме станка качалки (УДС, УДЭ) • На приёме насоса (глубинный дозатор).
Применение ПАВ для удаления органических отложений Базовые рабочие промывочные жидкости в условиях ОАО «Татнефть» • пресная вода + 0, 1% МЛ 81 Б, плотность 1000 кг/м 3; • слабоминерализованная вода, плотностью 1020 1100 кг/м 3 + 0, 1% МЛ 81 Б; • пластовая высокоминерализованная вода, плотностью 1120 1180 кг/м 3 + 0, 1% ФЛЭК.
Требования к их основным свойствам • быть легкопрокачиваемыми по колонне 2 и 2, 5 дюймовых НКТ, без создания дополнительного давления на эксплуатационную колонну; • иметь регулируемую динамическую вязкость в пределах, в среднем, 5 100 м. Па·с; • иметь регулируемую плотность в пределах, как правило, 850 1200 кг/м 3; • иметь структурно механические свойства, в частности статическое и динамическое напряжение сдвига; • обладать растворяющими или моющими свойствами по отношению к промысловому парафину; • не оказывать отрицательного влияния на пласт.
Факторы определяющие эффективность промывок Эффективность применения водных растворов ПАВ для удаления органических отложений зависит от: • скорости разрыва и вытеснения нефтяной плёнки с поверхности отложений; • гидрофилизации поверхности отложений, определяемой составом и концентрацией ПАВ; • скорости и глубины проникновения водного раствора моющего средства в поры отложений, зависящих от величины пор и состава отложений, • интенсивности перемешивания; • изменения сил внутреннего взаимодействия между частицами АСПО; • возможности выноса частиц отложений потоком промывочной жидкости.
• Чем больше поверхность контакта между жидкой и твёрдой фазами, тем легче и полнее завершаются физико химические процессы, обеспечивающие отмыв АСПО. Величина этой поверхности контакта тем больше, чем лучше раствор смачивает твёрдую фазу. Твердая фаза в данном случае представлена органическими отложениями, т. е. является гидрофобной.
Физические методы предупреждения образования АСПО
• Несмотря на большое число работ, посвященных рассмотрению механизма магнитного воздействия на нефть, водонефтяные и водные системы, нет единой, общепринятой и общепризнанной точки зрения на сущность протекающих при этом процессов.
• Роль магнитного устройства для обработки нефти, или водо нефтяной системы заключается в создании дополнительных центров кристаллизации, а сам процесс удержания включений АСП происходит уже после прохождения канала устройства.
Механизм воздействия магнитным полем • При обработке нефти магнитным полем вследствие образования дополнительных центров кристаллизации кристаллы парафина растут не на стенках оборудования, а в объеме нефти, что и ведет к снижению интенсивности роста отложений АСП. •
Технические средства и технологии использования • Для магнитной обработки жидкостей используются как устройства с постоянными магнитами, так и устройства с созданием полей с помощью токовых обмоток. • Практически всегда используются высоконеоднородные, высокоградиентные магнитные поля, а магнитная обработка проводится пропусканием жидкости через канал магнитного устройства, в котором создается воздействующее магнитное поле.
Устройство для создания постоянного магнитного поля (муфтовый вариант) Установка УМЖ-73 -005 представляет собой корпус из ферромагнитной трубы с присоединительными резьбами . На одном конце трубы закреплена муфта с присоединительной резьбой . На внутренней поверхности корпуса закреплены точечные постоянные магниты , залитые полимерной композицией.
Общий вид установок магнитной обработки жидкости УМЖ 122 предназначена для работы в скважинах, оснащенных ЭЦН с внутренним диаметром эксплуатационной колонны от 125 до 140 мм. Установка монтируется на штатное место противополетного якоря (данное устройство зачастую не используется) и крепится к компенсатору ГД 51 посредством резьбы.
Общий вид установок магнитной обработки жидкости УМЖ 73 • Установка УМЖ-73 -005 представляет собой корпус ферромагнитной трубы с присоединительными резьбами На одном конце трубы закреплена муфта с присоединительной резьбой. На внутренней поверхности корпуса закреплены точечные постоянные магниты , залитые полимерной композицией. Использованы магниты в виде цилиндров диаметром 5 8 мм и высотой 3 4 мм.
различные схемы размещения постоянных магнитов Точечные постоянные магниты выступают над внутренней поверхностью корпуса с разной высотой, что способствует дополнительной турбулизации перекачиваемой жидкости, повышающей эффективность магнитной обработки.
Способы установки в скважинах магнитных депарафинизаторов: а) в колонне НКТ, б) в колонне штанг, в) на скребковой проволоке
Тепловые методы удаления АСПО Технологии и технические средства
Основные физико химические процессы теплового воздействия • расплавление и последующее растворение асфальтосмолопарафиновой массы в потоке горячей нефти при повышении температуры; • снижение сил сцепления отложений на поверхности контакта с металлической трубой, отделение парафиновой массы и последующий вынос её с потоком прокачиваемой горячей жидкости; • комбинированное воздействие первых двух факторов.
Основные критерии, определяющие эффективность протекания процесса депарафинизации: • температура жидкости (нефти) в потоке по длине колонны труб; • температура металла в зоне интенсивного отложения парафина; • величина силы сцепления АСПО с металлом трубы в зависимости от температуры.
Нагревательные кабели • Поперечное сечение кабелей: а) и б) плоские нагревательные кабели; в) комбинированный нагревательно-силовой кабель; г) самонесущий нагревательный кабель: 1 - нагревательная жила, 2 - двухслойная изоляция из полимерного материала с обмоткой, 3 - подушка под броню, 4 - броня из стальной оцинкованной профилированной ленты; 5 - изоляция нагревательная жила из полимерного материала; 6 - три силовые жилы; 7 - изоляция силовых жил; 8 - металлический теплоотводящий экран; 9 - оболочка, 10, 11 - двухслойная броня из стальных оцинкованных проволок Расположение нагревательных кабелей в скважине: а) скважина с ШГН, б) скважины с ЭЦН, фонтанные и газлифтные: 1 - насосно-компрессорная труба; 2 - штанга насоса; 3 - кабель; 4 - обсадная колонна
Скачать презентацию Методы борьбы с АСПО механические методы борьбы
Лекция_5_Тема_5_Леванова.pptx