Борьба с отложениями асфальто – смолисто - парафиновых веществ при эксплуатации скважин

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 21 Ноября 2011 в 16:26, реферат

Описание

Эксплуатация нефтедобывающих скважин на месторождениях осложнена многими факторами. Большие потери на промыслах происходят от осаждения в парах нефтенасосных пород, в колоннах скважин и в подъемных трубах мазеобразной или твердой массы темного цвета, известной под названием парафин – АСПО (асфальто-смолистые- парафинные отложения) (рис.1).

Содержание

1. Введение……………………………………………………………………………3-4
1.1 Механизм и условия формирования АСПО в скважине………………...5-8
1.2 Состав АСПО…………………………………………………………………..9-11
2.Методы борьбы с асфальто-смолисто-парафиновыми отложениями..12
2.1 Механические методы борьбы с АСПО…………………………………12-16
2.2 Физические методы борьбы с АСПО……………………………………17-18
2.3 Химические методы борьбы с АСПО…………………………...………19-21.
2.4 Методы теплового воздействия борьбы с АСПО……………………22-24
2.5Вибрационные методы………………………………………………………...25
2.6 Применение покрытий для борьбы с АСПО…………………………25-
3. Заключение…………………………………………………………………………
4. Использованная литература………………………………………………

Скачать (408.79 Кб) Сколько стоит заказать работу?
Работа состоит из  1 файл

РЕФЕРАТ.doc

— 532.00 Кб (Скачать документ)

Рис.5. Магнитный депарафинизатор.

 

           Установлено [13], что под воздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушение агрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся при концентрации 10-100 г/т в нефти и попутной воде. В каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому (в 100-1000 раз) увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов и солей и формированию на поверхности ферромагнитных частиц пузырьков газа микронных размеров. В результате разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в виде тонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров выпавших совместно со смолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина. Образование микропузырьков газа в центрах кристаллизации после магнитной обработки обеспечивает, по мнению некоторых исследователей, газлифтный эффект, ведущий к некоторому росту дебита скважин. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2.3Химические  методы борьбы .

           Химические методы базируются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы [3].

           Химические реагенты подразделяются на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы [4]:

          Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. К ним относятся 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 сополимеры, сополимеры этилена и сложного эфира с двойной связью, тройной сополимер этилена с винилацетатом и винилпиролидоном, полимер с молекулярной массой 2500-3000.

           Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению. К известным депрессаторам относятся "Парафлоу АзНИИ", алкилфенол ИПХ-9, "Дорад-1А", ВЭО-504 ТюмИИ, "Азолят-7" [2].

          Диспергаторы - химические реагенты, обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которая уносится потоком нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. К ним относятся соли металлов, соли высших синтетических жирных кислот, силикатно-сульфанольные растворы, сульфатированный щелочной лигнин [3]. Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с:

·  процессом разрушения устойчивых нефтяных эмульсий;

·  защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии;

·  защитой от солеотложений;

·  процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока.

         Разработан достаточно широкий ассортимент химических реагентов для борьбы с АСПО. В настоящее время применяются следующие марки реагентов:

· бутилбензольная фракция (бутиленбензол, изопропилбензол, полиалкилбензолы).

· толуольная фракция (толуол, изопентан, н-пентан, изопрен);

· СНПХ-7р-1 - смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения, а также ароматических углеводородов ;

· СНПХ-7р-2 - углеводородная композиция, состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановой фракции ;

· ХПП-003, 004, 007;

· МЛ-72 - смесь синтетических ПАВ;

· реагенты типа СНПХ-7200, СНПХ-7400 - сложные смеси оксиалкилированных ПАВ и ароматических углеводородов;

· реагент ИКБ-4, оказывающий комплексное воздействие на АСПО и коррозию металла труб;

· ИНПАР ; СЭВА-28. 

           Кроме перечисленных реагентов в нефтегазодобыче используют также Урал-04/88, ДМ-51; 513; 655; 650, ДВ-02; 03, СД-1; 2, О-1, В-1, ХТ-48, МЛ-80, Прогалит ГМ20/40 и НМ20/40.

          Наряду с высокой стоимостью существенным недостатком химического метода является сложность подбора эффективного реагента, связанная с постоянным изменением условий эксплуатации в процессе разработки месторождения [5]. 
 
 
 
 
 
 
 

2.4 Методы теплового  воздействия борьбы с АСПО

          Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 50 0С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений, или необходимо вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины. В настоящее время используют технологии с применением:

  • горячей нефти или воды в качестве теплоносителя;

  Рис. 6 Схема оборудования скважины для депарафинизации горячей нефтью по центральной схеме с применением плунжера:

1– направляющий  ролик; 2 – лубрикатор; 3 – плунжер; 4 -парафин; 5 – лебедка с канатиком.

           Повышение эффективности очистки НКТ от отложений парафина может быть достигнуто ранее применявшейся, но к настоящему времени повсеместно утраченной технологией, приведенной на рис.5. Улучшение процесса очистки происходит за счет совмещения операции промывки горячей жидкостью со спуском поршня. Последний обеспечивает направленное движение теплоносителя вдоль внутренней поверхности НКТ и более рациональное использование тепла.

  • острого пара;
  • электропечей наземного и скважинного исполнения;       

    • электродепарафинизаторов (индукционных подогревателей), осуществляющих подогрев нефти в скважине; 

    Рис. 7. Схема оборудования скважины  и электрическая схема цепи при депарафипизации с применением индукционной электропечи

    1-подвижной контакт, 2-обмотка, 3- сердечник, 4 и 5- присоединительные клеммы,                       6- электроисточник.

             Здесь сердечником служит колонна насосно-компрессорных  
    труб. Подача напряжения осуществляется не на индукционную  
    катушку по обсадной колонне, а на сердечник по НКТ.  
    Условием работы схемы является обеспечение надежной  
    изоляции НКТ от обсадной колонны. Это достигается  
    применением центраторов, выполненных из электроизоляционного материала.                                                                                                                        Развитием этого вида электродепарафинизации являются индукционные нагреватели, электропитание которых осуществляется по кабелю. Это обеспечивает более высокую надежность и безопасность конструкции.

    • реагентов, при взаимодействии которых протекают экзотермические реакции.

               Технология применения теплоносителя предусматривает нагрев жидкости в специальных нагревателях (котельных установках передвижного типа) и подачу ее в скважину способом прямой или обратной промывки. Обратная промывка более предпочтительна, так как при этом исключено образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке [1].

                Недостатками данных методов являются их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий. 
     
     
     
     
     
     
     
     

    2.5 Вибрационные методы.

               Методы основаны на создании в области  
    парафинообразования ультразвуковых колебаний, которые,  
    воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их  
    микроперемещение, что препятствует осаждению на стенках  
    труб. Устройство, приведенное на рис. 8, генерировало

    гидравлические  колебания частотой до 1,8 Гц за счет колебания пластины, помещенной в  центр потока струи движущейся жидкости.

    1    2    3    4  5         6  7    8 9    10 11 12 13            14      15                                                                                                                                                                                  2                                                   20     21      22   23   24   25

    Рис. 8 Гидродинамический вибратор ВГ-2:

    1– гайка; 2 – фланец; 3 – шайба; 4 – винт; 5 – болт; 6 – воронка; 7 – червяк;

    8 – червячное колесо; 9 – шайба латунная; 10 – труба; 11 – шпонка; 12 -

    прокладка; 13 – шайба уплотнительная; 14 – штуцер-сопло; 15 – пластина

    вибрационная; 16 – пластинчатая шайба; 17 – планка; 18 – крышка; 19 -

    прокладка; 20 -рукоятка; 21-25 – уплотнения.

         2.6 Применение покрытий для борьбы с АСПО

         2.6.1 Покрытия труб эпоксидными смолами

         Преимущество  такого покрытия состоит в том, что  увеличивается межочистной период работы скважин, оборудованных трубами  с покрытиями за счет того, что кристаллы  асфальто-смолопарафиновых отложений  имеют плохую адгезию с покрытием. Внутренняя поверхность НКТ защищается покрытием от воздействия коррозии при добыче высокообводненной нефти.

         Недостатками  покрытия являются: истирание покрытия штанговой колонной, отслоение покрытия при пропарке труб, засорение скважин  отслоившимся покрытием, засорение  клапанов насосов покрытием, истирание покрытия центраторами.

         2.6.2 Покрытие труб  стеклогранулянтом

         Ранее в качестве основного вида защитного покрытия НКТ применяется стекло. Остеклование внутренней поверхности НКТ проводится в цеху антикоррозионного покрытия труб. НКТ стали покрывать гранулированным стеклом, что позволило заметно улучшить прочностные качества покрытия, увеличить срок службы НКТ, уменьшить количество подземных ремонтов по причине засорения насосов осыпающимся стеклом.

         Адгезия стекла к стенке НКТ при Т = 8500С хорошая, что позволяет эксплуатировать НКТ, как в вертикальных, так и в горизонтальных скважинах, а также позволяет производить пропарку НКТ без последствий для покрытия. Однако, НКТ с данным видом покрытия не подтвердил свою эффективность на практике.

         2.6.3 Применение стеклопластиковых штанг

         Опыт  в эксплуатации стеклопластиковых  штанг показал их хорошие прочностные  и эксплуатационные характеристики, по сравнению со стальными штангами. Положительными факторами в работе стеклопластиковых штанг является то, что центраторы хорошо армируются на теле штанг, а так же не подвержены коррозии в скважинах с большим содержанием сероводорода и высокой обводненностью добываемой продукции.

         Недостатками  стеклопластиковых штанг является слабое соединение узла стеклопластика с металлической головкой, а так же они менее работоспособны в скважинах со значительным отложением парафина.

         Штанги  состоят из двух головок и стеклопластикового стержня, которые крепятся между  собой с помощью эпоксидной смолы. 
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     

    3. Заключение.

           АСПО снижают производительность скважин, увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО – актуальная задача при интенсификации добычи нефти.

         Методы  борьбы с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже образовавшихся осадков.

              Каждый из рассмотренных методов имеет свои положительные и отрицательные стороны. Рекомендации для применения того или иного способа борьбы с парафином необходимо осуществлять для каждой конкретной скважины, основываясь на сведениях о её эксплуатации, анализируя затраты на проведение профилактических работ, причём приоритетным является такой метод, который является самым эффективным и экономически выгодным, не требующим больших затрат. 
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     

    4. Использованная литература.

    1. В.П.  Тронов. «Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними» // М., Недра. 1970. -420 с.

    2. Персиянцев М.Н. «Добыча нефти в осложненных условиях.» - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. - 653 с.: ил.

    3. Люшин С.В., Репин Н.Н. «О влиянии скорости потока на интенсивность отложения парафинов в трубах // Сб. борьба с отложениями парафина.» - М.: Недра, 1965. - 340 с.

    4. С.Ф. Люшин, В.А. Рассказов «Опыт борьбы с отложениями парафина» // РНТС. ВНИИОНГ. - 1967. - 67 с. 
     

    1. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. - М.: Недра, 1986.- 240 с.
    2. Голонский П.П. Борьба с парафином при добыче нефти. - М.: Гостоптехиздат, 1960. - 88 с.

    11. Шайдаков  В.В., Лаптев А.Б., Никитин Р.В. и  др. Результаты применения магнитной  обработки на скважинах, имеющих  осложнения по АСПО и эмульсии // Проблемы нефти и газа: Тезисы  докладов. III конгресс нефтегазопромышленников,  Секция Н. - Уфа. - 2001, - с. 121-122.

    12. Ковач  В.И., Аливанов В.В., Шайдаков В.В.  Магнитная активация жидкости  как метод защиты от коррозии. // Нефтяное хозяйство - 2002. - N 10 - с. 

    13. Лесин  В.И. Магнитные депарафинизаторы  нового поколения /Изобретения  и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. - 2001. - N 1. - С. 18-20.

    14. Персиянцев  М.Н., Василенко И.Р. Магнитные  депарафинизаторы МОЖ.- Газовая промышленность, 1999. - N 8.

    15. Магнитный  депарфинизатор "Магнолеум".- http:/ www. mte. gov. ru./ntp/new borud/r ka/rka.htm.

    16. Депарафинизаторы. - http:/www.metalop.ru/magnit4.htm.

    17. Integrated water magnetic conditioner and filter. - http:/www.sovinservice.ru/mf_2000_eng.html.

    18. Малышев  А.Г., Черемисин Н.А., Шевченко Г.В.  Выбор оптимальных способов борьбы  с парафиноотложением // Нефтяное хозяйство. - 1997. - N 9. - С. 62.-69.

    19. Карпов  Б.В., Воробьев В.П., Казаков В.Т.  и др. Предупреждение парафиноотложений  при добыче нефти из скважин  в осложненных условиях путем  применения магнитных устройств  // Нефтепромысловое дело. - 1996. - N 12. - С. 17-18. 
     

    Информация о работе Борьба с отложениями асфальто – смолисто - парафиновых веществ при эксплуатации скважин