Борьба с солеотложениями и АСПО

Введение

Развитие нефтяной промышленности России на современном этапе характеризуется  снижением качества сырьевой базы. В общем балансе разрабатываемых  месторождений преобладают месторождения, вступившие в позднюю стадию разработки и, как следствие, наблюдается значительное ухудшение их структуры, увеличение доли трудноизвлекаемых запасов нефти, обводнение пластов и продукции скважин.

Так, при добыче парафинистых нефтей серьезной проблемой, вызывающей осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), формирование которых приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок. Образование эмульсий при выходе из скважины вместе с сопутствующей пластовой водой усиливает осадкообразование.

Как известно, борьба с АСПО в процессах добычи нефти ведется  по двум направлениям: профилактика (или  предотвращение) отложений; удаление уже  сформировавшихся отложений.

Выбор оптимальных способов борьбы с асфальтосмолопарафиновымиотложениями и эффективность различных методов зависит от многих факторов, в частности, от способа добычи нефти, термобарического режима течения, состава и свойств добываемой продукции.

Несмотря на большое разнообразие методов борьбы с АСПО, проблема еще далека от разрешения и остается одной из важнейших в отечественной  нефтедобывающей отрасли.

 

 

 

 

 

1. Обзорная часть

 

1.1 Отложения асфальтосмолистых веществ и парафинов

Парафины – твердые  углеводороды метанового ряда (С₁₇Н₃₆-С₆₀Н₁₂₂) – в пластовых условиях обычно находятся в растворенном состоянии. При снижении температуры, давления, а также в результате разгазирования нефти парафин выпадает в виде кристаллов, которые могут скапливаться на поверхности НКТ, глубинного оборудования и в промысловых газонефтепроводах резко снижая производительность системы.

Кристаллизация АСПО происходит при температуре 22-40°С и ниже, что соответствует глубине от 0-800 м от устья скважины с толщиной слоя от 0,1 до 5-10 мм. Практические материалы свидетельствуют об интенсивном отложении АСПО при обводнённости продукции до 45%, однако достаточно часто встречаются случаи «запарафинивании» при обводненности до 80%. Отложения асфальтосмолистых веществ и парафинов в скважинах, оборудованных УЭЦН, наблюдаются реже, чем в скважинах оборудованных ШСНУ, так как при подъёме жидкости центробежным насосом к устью, она нагревается. Но всё же отложения происходят, и в основном в зимний период.

 

1.2 Факторы, влияющие на образование АСПО

 

На интенсивность образования  АСПО в системе транспорта, сбора  и подготовки нефти влияет ряд  факторов, основными из которых являются :

– 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.

Место выделения АСПО может  находиться на различной глубине  и зависит от режима работы скважины. Среди условий, способствующих образованию  отложений, можно назвать снижение давления и температуры, а также  разгазирование нефти. Известно, что растворяющая способность нефти по отношению к парафинам снижается с понижением температуры и дегазацией нефти. При этомпреобладает температурный фактор.

 Интенсивность теплоотдачи  зависит от разницы температур  жидкости и окружающих пород  на определённой глубине, а  также теплопроводности кольцевого  пространства между подъёмными  трубами и эксплуатационной колонной.

Практика добычи нефти  на промыслах показывает, что основными  участками накопления АСПО являются скважинные насосы, подъёмные колонны  в скважинах, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных  пунктов. Наиболее интенсивно АСПО откладываются  на внутренней поверхностиподъёмных труб скважин. В выкидных линиях их образование усиливается в зимнее время, когда температура воздуха становится значительно ниже температурыгазонефтяного потока.

С ростом скорости движения нефти интенсивность отложений  вначале возрастает, что объясняют  увеличением турбулизации потока и, следовательно, увеличением частоты образования и отрыва пузырьков от поверхности трубы, флотирующих взвешенные частицы парафина и асфальтосмолистых веществ. Кроме того, движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем и можно объяснить резкое снижение отложений в интервале 0-50 м от устья, а также, имея большие скорости течения, он оказывается более стойким к охлаждению, что тоже замедляет процесс образования АСПО.

Шероховатость стенок и наличие  в системе твердых примесей способствуют также выделению из нефти парафина в твердую фазу.

Кроме указанных основных факторов на интенсивность парафинизации трубопроводов при транспортировании обводненной продукции скважин могут оказывать влияние обводненность продукции и величина рН пластовых вод.

Причем влияние этих факторов неоднозначно и может быть различным  для разных месторождений.

 

1.3 Влияние химического состава нефти

на процесс  образования АСПО

 

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 асфальтосмолистой и парафиновой компоненты 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 внефти до момента их выделения в отложения.

Как показали экспериментальные  и практические исследования, прежде чем парафин выделяется на поверхности  скважинного оборудования, его кристаллы  производят преобразование своих структур так, что, соединяясь между собой, организуют сплошную решётку подобно широкой  ленте. В такой форме адгезионные  свойства парафина усиливаются во много  раз, и его способность «прилипать» к твёрдым поверхностям значительно интенсифицируется.

Однако 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.

Смолы, в силу своего строения, напротив, способствуют созданию условий  для формирования ленточных агрегатов  парафиновых кристаллов и их прилипанию к поверхности и своим присутствием препятствуют воздействию асфальтенов на парафин, нейтрализуя их. Как и асфальтены, смолы влияют на величинутемпературы насыщения парафином нефти, однако характер этого влияния противоположный: с ростом их массового содержания в нефти температура насыщения возрастает (если, например, присутствие смол увеличить с 12 до 32 %, то температура насыщения повысится от 22 ºC до 43 ºC).

Температура насыщения нефти  парафином находится в прямой зависимости от массовой концентрации смол и в обратной от концентрации асфальтенов.

Следовательно, процесс парафинообразованиязависит от соотношения асфальтовых (А) и смолистых (С) соединений в составе нефти. С увеличением параметраА/С температура насыщения будет снижаться – ассоциатыасфальтенов в нефти менее стабилизированы из-за недостатка стабилизирующих компонентов (смол), что и приводит к уменьшению температуры насыщения, процесс кристаллизации парафинов таких нефтей подавляется ассоциатами, и отложение парафина не происходит; при небольших значениях А/С наоборот, температура насыщения возрастает – асфальтены не оказывают воздействия на парафинообразование, парафин свободно выделяется из нефти.

 

1.4 Механизм формирования АСПО

 

Под механизмом «парафинизации» понимается совокупность процессов, приводящих к накоплению твердой органической фазы на поверхности оборудования. При этом, образование отложений может происходить либо за счет сцепления с поверхностью уже готовых, образовавшихся в потоке частиц твердой фазы, либо за счет возникновения и роста кристаллов непосредственно на поверхности оборудования.

Вероятность закрепления  частиц парафина на поверхности оборудования в условиях действующей скважины практически ничтожна – парафиновая  частица может закрепиться на стенке оборудования, но при условии, что первоначально она застрянет  на ней чисто механически.

При транспортировании нефти  по трубопроводу протекают следующие  процессы. Нефть поступает в трубопровод  и контактирует с охлажденной  металлической поверхностью. При  этом возникает градиент температур, направленный перпендикулярно охлажденной  поверхности к центру потока. За счет турбулизации потока температура нефти в объеме снижается. При этом параллельно протекают два процесса:

– выделение кристаллов н-алканов на холодной поверхности;

– кристаллизация н-алканов в объеме нефти.

 

Практически важным является не само по себе выделение парафинов, а отложение их на поверхности  труб и оборудования по направлению  теплопередачи. Такие отложения  формируются при соблюдении ряда условий:

1) наличия в нефти высокомолекулярных  углеводородов, в первую очередь  метанового ряда;

2) снижения температуры  потока до значений, при которых  происходит выпадение твердой  фазы;

3) наличия подложки с  пониженной температурой, на которой  кристаллизуются углеводороды и  с которой они настолько прочно  сцепляются, что возможность срыва  отложений потоком при заданном  технологическом режиме практически  исключается.

Исследованиями последних  лет достоверно установлено, что  прямой связи между содержанием  парафина и интенсивностью его отложения  нет. Отсутствие такой связи обусловлено, прежде всего, существенным различием  состава твердых углеводородов  – «парафина», а именно, различием  в соотношениях ароматических, нафтеновых и метановых соединений в высокомолекулярной части углеводородов, которое при  стандартных методах исследования нефтей не определяется. Между тем, доказано, что именно различия в составе твердых углеводородов в основном и предопределяют особенности формирования парафиновых отложений. Чем выше содержание углеводородов с разветвленными структурами – ароматических, нафтеновых и изоалкановых, тем менее прочными оказываются парафиновые отложения, поскольку такого типа соединения обладают повышенной способностью удерживать кристаллическими образованиями жидкую массу.

Углеводороды метанового ряда – особенно высокомолекулярные парафины, наоборот, легко выделяются из раствора с образованием плотных  структур. Ясно, что рыхлые и полужидкие кристаллические отложения сравнительно легко могут быть удалены естественным потоком жидкости в процессе эксплуатации скважин, не вызывая никаких осложнений, и, наоборот, плотные и прочные  отложения, сформированные в основном из н-алканов, создают серьезные осложнения, на ликвидацию которых затрачивается много средств и труда.

 

 

1.5 Состав и свойства АСПО

 

АСПО не является простой  смесью асфальтенов, смол и парафинов, а представляют собой сложную структурированную систему с ярко выраженным ядром из асфальтенов и сорбционно-сольватным слоем из нефтяных смол (ССЕ). Асфальтосмолистые вещества (АСВ) представляют собой гетероциклические соединения сложного гибридного строения, в состав которых входят азот, сера, кислород и металлы (Fe, Mg, V, Ni, Ca, Ti, Mo, Cu, Cr и др.). До 98 % АСВ составляет ароматические и нафтеновые структуры.

 

Каркас структуры молекул  смол и асфальтенов образует углеводородный скелет, составляющий 70-90 % от общего веса молекул. В генетическом связанном ряду углеводороды-смолы-асфальтены наблюдается постепенная тенденция обеднения водородом и обогащения углеродом; возрастает доля ароматических элементов структуры, и повышается степень их конденсированности; снижается доля атомов углерода в периферийной части; повышается удельный вес атомов в центральном ядре молекул – полиядерной структуре с сильным преобладанием ароматических колец. Смолы и асфальтены различаются также по содержанию азота и кислорода. В смолах в основном концентрируется кислород, а в асфальтенах азот.

В зависимости от природы  нефти и содержания в ней твердых  углеводородов, а также в зависимости  от места отбора проб состав отложений  включает: парафины – 9...77 %; смолы – 5...30 %; асфальтены – 0,5...70 %; связанную нефть до 60 %; механические примеси – 1...10 %; воду – от долей до нескольких процентов; серу – до 2 %.

В зависимости от содержания органических составляющих АСПО предложено подразделять на три класса:

1. асфальтеновый – П/(А+С) < 1;

2. парафиновый – П/(А+С) > 1;

3. смешанный – П/(А+С) ~ 1, где П, А и С - содержание (% масс.) парафинов, смол и асфальтенов, соответственно.

Обычно под термином «парафины» объединяют всю углеводородную часть  тложений. Хотя в данной части и преобладают н-парафины (метановые углеводороды, или алканы с прямой цепью), в меньшем количестве в ней содержатся нафтеновые (циклоалкановые) и ароматические углеводороды c длинными алкильными цепями. Структура парафиновых углеводородов микрокристаллическая, нафтены с длинными алкильными радикалами образуют макрокристаллическую структуру.