Ингибиторы парафиноотложения

Введение

Выпадение асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО) является основной причиной снижения фильтрационных характеристик призабойной зоны добывающих скважин. Основными параметрами, определяющими выпадение парафиноотложений, являются – давление, температура, скорость фильтрации, газовый фактор, содержание в нефти АСПО, конструкция призабойной зоны и ряд других факторов.

Присутствие в сточной  воде остаточной нефти (после водоподготовки) даже в количестве 30–40 мг/л при  ее длительной закачке, также приводит к образованию и накоплению значительного  объема АСПО в призабойной зоне нагнетательных скважин.

При транспортировке  нефтей, содержащих значительное количество парафинов, смол и асфальтенов, могут возникать затруднения вследствие образования АСПО и повышения вязкости потока.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Общая характеристика АСПО

Под парафиновыми соединениями, выделяющимися из нефти в скважинах  в процессе добычи нефти, понимают сложную  углеводородную физико-химическую смесь, в состав которой входит целая  гамма веществ.

В первую очередь это - собственно парафины, представляющие собой углеводороды метанового ряда от С₁₆Н₃₄ до C₆₄H₁₃₀, а также асфальтосмолистые соединения, силикагелевые смолы, масла, вода, механические примеси.

Содержание отдельных  компонентов в парафинистой массе различно и зависит от условий формирования нефтяной залежи и характеристики нефти. Общепринятая по ГОСТ 912-66 технологическая классификация делит нефти по содержанию парафина на следующие виды:

малопарафиновые менее 1,5 % (по массе);

парафиновые от 1,5 до 6 % (по массе);

высокопарафиновые более 6,0 % (по массе).

При этом следует сказать, что наличие парафина независимо от его количества в нефти ставит перед производственниками много  технологических и технических  задач, связанных с ликвидацией  осложнений, вызываемых им.

Парафины в нефти  в пластовых условиях находятся  в растворенном состоянии. Нефти  одного и того же района содержат тем  меньше парафина, чем больше в них  смолистых веществ. Содержание парафина в нефтях одного и того же месторождения возрастает с глубиной залегания. Температура плавления твердых парафиновых углеводородов тем выше, чем больше их молекулярная масса. Плотность парафинов в твердом состоянии колеблется от 865 до 940 кг/м³, а в расплавленном - от 777 до 790 кг/м³. Растворимость парафина в органических жидкостях велика, падает с увеличением молярной массы и растет с повышением температуры.

В химическом отношении  парафины различаются стойкостью по отношению к разным химическим реагентам. Серная кислота не действует на парафин  не только при низких температурах, но и при высоких. Обычные азотная  и соляная кислоты, а также  щелочи инертны в отношении парафина. Парафин легко окисляется воздухом.

Высокомолекулярные  парафины от С₃₇Н₇₄ до С₅₃Н₁₀₈ называемые церезинами, отличаются по своим свойствам от обычных парафинов - имеют более высокую температуру кипения, а также обладают большими молекулярными массами и плотностью.

В состав смолистых веществ входят азот, сера и кислород. Они обладают высокой молярной массой, нелетучи, имеют большую неоднородность. По классификации некоторых ученых к группе смолистых соединений отнесены асфальтены.

В связи с испарением и окислением нефти увеличивается  содержание смолистых веществ в  ней. Содержание смол возрастает при  контакте с краевыми водами. Нефти обводненных скважин оказываются более смолистыми даже в пределах одного и того же месторождения.

Так, например, среднее  содержание (%, по массе) асфальтенов в безводных туймазинских нефтях составляет 4,4 - 8,0, в обводненных - 7,8 - 8,3.

Содержание смолистых  веществ и парафина связано обратным соотношением.

В нефти содержится небольшое  количество асфальтенов (2-5 %). Плотность их колеблется в пределах 1000 кг/м³, они хорошо растворяются в бензоле, но нерастворимы в спирте и бензине. Таким образом, состав АСПО зависит от состава нефти и термодинамических условий их образования. В табл. 7.1 приведен состав парафиновых отложений в скважинах Бобровского и Покровского месторождений.

Основными компонентами отложений являются парафины, содержание которых изменяется от 20 до 70 % (по массе), и асфальтосмолистые соединения - от 20 до 40 % (по массе). Температура застывания парафинов на 3 - 10 °С выше температуры застывания отложений и составляет 66 - 75 °С.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Методы борьбы с отложением парафина

Парафиновые отложения  представляют собой темную массу  от мазеобразной до твердой консистенции: они содержат, кроме парафина, значительное количество смол, масел, воды (в скважинах, дающих обводненную нефть) и минеральных частиц. Отложения парафина в подъемных трубах могут привести к резкому уменьшению их поперечного сечения, в результате чего снижается дебит и уменьшается буферное давление, а затем закупориваются подъемные трубы, после чего прекращается фонтанирование. Таким образом, нормальная эксплуатация фонтанных скважин, в которых добывается парафинистая нефть, невозможна без удаления отложений парафина со стенок труб или без принятия мер, предотвращающих выпадение парафина на стенках.

Добавки в поток химических реагентов способствует повышению дисперсности частиц парафина в нефти. Такими реагентами могут быть нефтерастворимые ПАВ. Применение реагента ХТ-48 показало, что он не полностью предотвращает отложение, хотя и отложения снижается.

При тепловом методе борьбы с отложением парафина проводят периодическую закачку в затрубное пространство  скважин горячей нефти (газоконденсата), перегретого пара или паравоздушной смеси. Под действием удаляется вместе с закачиваемой и добываемой жидкостью из подъемных труб, а также из выкидного трубопровода. Механическая  очистка подъемных труб выписывается в процессе эксплуатации скважин без их остановки и заключается в соскабливании со стенок труб отложений парафина различными скребками.

Электродепарафинизация. 

Электропрогрев ПЗС не сопровождается внесением в пласт теплоносителя - воды или пара, конденсата, которые могут взаимодействовать с глинистыми компонентами пласта. Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м.

А при закачке теплоносителя  радиус зоны прогрева легко доводится  до 10 - 20 м, но для этого требуются стационарные котельные установки - парогенераторы. При периодическом электропрогреве ПЗС в скважину на специальном кабеле-тросе спускают на нужную глубину электронагреватель мощностью несколько десятков кВт. Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 -  200 °С, вызывающее образование из нефти кокса.

Одной из разновидностей депарафинизации является применение устройств, располагаемых в области интенсивного парафинообразования.

 

Практика использования  электропрогрева ПЗС показала, что температура на забое стабилизируется через 4 - 5 сут непрерывного прогрева. В некоторых случаях стабилизация наступает через 2,5 сут.

Для очистки подъемных  труб от парафина можно применять  тепловое воздействие или механическую очистку специальными скребками.

При тепловом воздействии  подъемные трубы подогревают  паром, горячей нефтью или нефтепродуктами. Трубы пропаривают без остановки  фонтана при помощи специальной  паровой передвижной установки (ППУ), смонтированной на автомашине Пар от паровой установки подается в  затрубное пространство скважины и выходит через подъемные трубы, прогревая их Расплавленный парафин выносится струей нефти на поверхность, при этом расплавляется парафин и в выкидной линии.

Этот метод очистки  подъемных труб от парафина применяют  в фонтанных скважинах с небольшим  затрубным давлением.

Тепловые способы  очистки подъемных труб фонтанных  скважин от парафина трудоемки и  громоздки, так как требуют применения специальных технических средств  и дополнительного обслуживающего персонала. Эти способы не предупреждают  отложения парафина в трубах. Поэтому  они применяются в основном эпизодически, при благоприятных условиях и  когда по каким-либо причинам не удается  использовать другие более эффективные  способы.

До последнего времени  преобладал механический способ удаления отложений парафина со стенок подъемных  труб, осуществляемый с помощью скребков различной конструкции. Очистка  подъемных труб от парафина скребками  выполняется в процессе эксплуатации скважины без ее остановки.

К недостаткам механической очистки подъемных труб от парафина следует отнести то, что у каждой скважины приходится иметь дополнительное оборудование, которое необходимо обслуживать  и которое является источником дополнительных неполадок при эксплуатации скважин (обрыв проволоки, выход из строя  отдельных узлов и т.п.).

При современном развитии автоматизации и телемеханизации  на нефтедобывающих предприятиях, когда  оборудование и механизмы для  добычи нефти должны быть высоконадежны  и процессы обеспечены средствами местной  автоматики, применение остеклованных труб или труб, футерованных другими покрытиями, наиболее удачно решает проблему устранения отложений парафина в подъемных трубах и поверхностных трубопроводах.

 

 

 

 

 

Способы предотвращения парафиноотложения

Для предотвращения парафиноотложения  применяют разнообразные композиции химических веществ, существенно различающихся  по механизму воздействия на образование  смолопарафиновых отложений на поверхности оборудования.

Так, композиции, состоящие в основном из ПАВ являются смачивателями поверхности оборудования и диспергаторами  смолопарафиновых составляющих отложений. При постоянной дозировке такого химпродукта в скважину на поверхности оборудования создается гидрофильная пленка, препятствующая формированию на ней отложений. Одновременно такой реагент оказывает диспергирующее действие на твердую фазу смолопарафиновых веществ, что способствует беспрепятственному выносу их потоком жидкости. Для предупреждения отложений парафина применяются химреагенты— депрессаторы, предотвращающие рост кристаллов и образование структур с плотной упаковкой молекул твердых углеводородов.

Отложениям парафина препятствуют также химреагенты— модификаторы, изменяющие кристаллическую структуру парафинов в процессе их фазового перехода. Основное требование успешного применения экспериментально подобранных химреагентов – подача реагента в поток продукции скважины до места начала кристаллизации парафина.

Практика показывает, что для предотвращения отложения  парафина при добыче, хранении и  транспорте нефти применяются:

·      теплоизоляция  трубопроводов;

·      подогрев нефти;

·      поддержание  пластового давления выше давления начала разгазирования;

·      добыча нефти в устойчивом турбулентном режиме;

·      повышение  растворяющей способности нефти  за счет использования нефтяных        растворителей;

·      эффективные  покрытия;

·      электромагнитное поле или ультразвук;

·      ингибиторы парафиноотложений.

Каждый способ предотвращения отложений парафина в процессе добычи нефти имеет свою область эффективного применения.

Ингибиторная защита отличается технологической эффективностью,   во  многом   не зависящей от  геолого-физических, гидродинамических и термодинамических условий добычи нефти (при подаче ингибитора до начала кристаллизации парафина).

Химические соединения и химреагенты, используемые в качестве ингибиторов парафиноотложений, по механизму действия можно разделить на группы:

·      адгезионного (смачивающего, гидрофилизирующего, покрывающего) действия;

·      модифицирующего (депрессорного) действия ;

·       моющего (комплексного, многофазного детергентного действия).

Механизм действия ингибиторов  адсорбционного действия заключается в гидрофилизации металлической поверхности нефтепромыслового оборудования (труб) полимерным высокомолекулярным полярным адсорбционным слоем. Этот слой является как бы смазкой для неполярной парафиносодержащей нефтяной фазы, обеспечивающей сокращение отложений на поверхности оборудования.

Ингибиторы модифицирующего действия изменяют кристаллическую структуру парафинов в момент возникновения твердой фазы. В результате образуются дендритные недоразвитые кристаллы парафина, структурно несоединенные друг с другом.

Действие ингибиторов  моющего типа заключается в следующем:

·         ингибитор растворяется в нефти  непосредственно или через контакт  фаз вода—ингибитор—нефть;

·         алкановые блоки ПАВ внедряются в парафиноотложения в момент фазового перехода в твердое состояние и сокристаллизуются с ними;

·         гидрофильные блоки концентрируются  на поверхности раздела фаз в  воде, стенках оборудования;

·         гидрофобные блоки концентрируются  на поверхности раздела фаз в  нефти;

·         полярные анионные и катионные группы ПАВ воздействуют на зарождение, рост кристаллов и величину частиц дисперсии  асфальтосмолопарафиновых отложений;

·         ингибиторы непрочно адсорбируются  на металле и легко смываются  потоком пластовой воды или нефти;