ВЛИЯНИЕ СКОРОСТИ ПОТОКА НА ИНТЕНСИВНОСТЬ ПАРАФИНИЗАЦИИ ПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

13.4. ВЛИЯНИЕ СКОРОСТИ ПОТОКА НА ИНТЕНСИВНОСТЬ ПАРАФИНИЗАЦИИ ПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Известно, что на интенсивность отложения парафина существенно влияет и гидродинамическая характеристика газонефтяного потока и в первую очередь его скорость.

Влияние скорости потока на интенсивность парафинизации выкидных линий выражается главным образом в изменении длины участка и, как уже указывалось выше, в изменении структуры самих отложений. С увеличением производительности скважины, а, следовательно, и скорости потока увеличивается зона парафинизации с перемещением максимальных отложений в сторону от скважины. При определенной скорости потока (например, для Трехозерного месторождения при скорости 15 см/с, что соответствует дебиту 80 т/сутки) происходит срыв отложений парафина со стенок трубы или уменьшение их толщины, что указывает на слабую сцепляемость парафиновой массы с поверхностью трубы и на возможность проведения периодической продувки выкидной линии с целью ее депарафинизации.

• 13.5. ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ ПАРАФИНА

Химические методы борьбы с отложениями парафина развиваются и создаются по двум основным направлениям:

• 
  удаление смолопарафиновых отложений с помощью органических растворителей и водных растворов различных композиций поверхностно-активных веществ (ПАВ);
  
• 
  предотвращение отложения парафина применением химпродуктов, ингибирующих процесс формирования смолопарафиновых отложений.
  

Исходя из основных положений механизма парафинизации промыслового оборудования, все способы борьбы с отложениями парафина целесообразно классифицировать на основе учета решающих физико-механических свойств взаимодействующих фаз (нефть–парафин-поверхность оборудования): 1) растворимости парафина в нефти: 2) особенностей структуры и прочности парафиновых отложений; 3) энергии взаимодействия кристаллов парафина, взвешенных в объеме нефти, друг с другом и поверхностью оборудования, 4) энергии межмолекулярных связей между кристаллами парафина и поверхностью, на которой они возникают.

В общем случае любая группа способов борьбы с отложениями парафина может оказаться перспективной, если они основаны на использовании таких свойств взаимодействующих фаз, на которые легко воздействовать в необходимом направлении современными техническими средствами.

Проблему борьбы с отложениями парафина можно решить на наиболее, высоком уровне, применив способы четвертой группы. Это достигается путем использования защитных покрытий, имеющих низкую сцепляемость с нефтяными парафинами, и путем добавления в нефть химических присадок, придающих аналогичные свойства поверхности нефтепромыслового оборудования. Однако возможности их применения на практике неодинаковы.

Как правило, на практике применяются оба метода, которые дополняют друг друга.

Так, до применения ингибиторов необходимо тщательно подготовить скважину — очистить от смолопарафиновых отложений НКТ, арматуру и выкидные пинии с помощью удалителей. После подготовки скважины применяют ингибиторы для предотвращения отложений смолопарафиновой массы.

Исходя из состава АСПО, который зависит от состава нефти, прежде всего ее высокомолекулярной части, и гидро- и термодинамических условий формирования отложений производится выбор химических реагентов, удаляющих или предупреждающих отложения.

Подбор химреагентов основан на экспериментальных исследованиях.

Сущность химических методов удаления парафиновых отложений заключается в предварительном их разрушении или растворении с последующим удалением. Для этих целей используются: органические растворители с высокой растворяющей способностью не только твердых углеводородов, но и асфальтосмолистых веществ; водные растворы ПАВ, которые при контакте с парафиновыми отложениями проникают в их толщу и, диспергируя смолопарафиновую массу, снижают их прочность вплоть до разрушения.

Одним из наиболее эффективных способов ликвидации отложений парафина является использование растворителей, объем которых определяется количеством и растворимостью парафина в имеющемся растворителе при средней температуре в скважине. Растворимость парафина зависит от температуры его плавления t_пл, температуры кипения растворителя t_к, температуры растворения t_Р и описывается соотношением:

(160)
где К – растворимость парафина в растворителе, кг/кг.

Растворители и растворы композиций ПАВ более эффективно действуют при повышенной температуре. На практике нередко химические методы удаления парафиновых отложений применяются в сочетании с тепловыми и механическими методами. При этом достигается наибольший технологический и экономический эффект в результате существенного ускорения процесса и полноты удаления смолопарафиновых отложений. Особых ограничений для применения методов удаления смолопарафиновых отложений нет. Вместе с тем при использовании химических методов в сочетании с тепловыми и механическими методами необходимо соблюдать осторожность. Интенсивное удаление таких отложений из сильно запарафиненных объектов может вызвать образование парафиновых пробок в трубопроводе. Такие объекты целесообразно обрабатывать в два-три этапа: вначале с помощью удалителя при обычной температуре, а затем для более полного удаления смолопарафиновых отложений — при повышенной температуре (60-70 ^оС). Легкие углеводородные растворители используются, как правило, без подогрева.

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.
  

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).
  

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;
  
• 
  двигаясь с потоком продукции скважин, ингибиторы поддерживают парафиноотложения в мелкодисперсном состоянии, обеспечивая отмыв зародышей кристаллов со стенок нефтепромыслового оборудования.
  

В основе технологии применения ингибиторов адсорбционного действия лежит периодическая обработка нефтепромыслового оборудования водным раствором реагента с последующим осаждением его на трубах в течение определенного времени.

Технология имеет ряд недостатков: периодические остановки (простой скважин), смыв слоя со стенок водонефтяным потоком, ограничение эффективной защиты участком обработки, загрязнение оборудования реагентом.

Технология применения ингибиторов модифицирующего действия основана на понижении температуры застывания и улучшении реологических свойств нефти. Процесс осуществляется при условии непрерывной подачи реагента в нефть при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина.

Технология использования ингибиторов моющего действия предусматривает диспергирование и отмыв зародышей кристаллов, образующихся как в объеме, так и на стенках оборудования при условии непрерывной подачи реагента в нефть при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина.

В основе технологии применения детергентов-удалителей лежит диспергирующее, моющее, эмульгирующее, деэмульгирующее, пенообразующее действие реагента, водный раствор используют при температуре плавления асфальтосмолопарафиновых отложений, периодически обрабатывая нефтепромысловое оборудование.

Химические способы удаления парафиновых отложений с поверхности нефтепромыслового оборудования находят в последнее время все более широкое применение. Для этих целей используются различного рода растворители — отходы химической промышленности. Наиболее эффективными растворителями являются гексановая фракция, бутилбензоловая фракция, легкая пиролизная смола, их композиции и др. (табл.11).

Таблица 11

Растворители

1. 
   РастворительРастворяющая способность, % мас.Легкая смола пиролиза78Газовый бензин82Бензольная фракция80Кубовый остаток производства бутанолов 46Нефрас – П – 150/33064Адсорбент А – 152
   

Выбор каждого из указанных способов зависит от характеристики отдельно взятой скважины, от необходимости очистки выкидной линии и т. д. С экономической точки зрения применять растворители нужно после 4-5 промывок горячей нефтью или водным раствором ПАВ. При этой технологии нижняя часть лифта промывается растворителем, верхняя — за счет теплоносителя.

Все вышеописанные способы борьбы с отложениями парафина при умелом применении их уже сегодня позволяют эффективно бороться с отложениями парафина в добыче нефти. Для каждого месторождения в зависимости от физико-химических условий пластовых флюидов может применяться тот или иной способ депарафинизации. Однако изучение условий отложения и свойств парафина обязательно во всех случаях. При выборе способа борьбы с отложением парафина предпочтение следует отдавать способам предупреждения отложений.

• 
  
  жүктеу/скачать 3.83 Mb.
  
  Достарыңызбен бөлісу: