Тема 2.8.6 Причины образования АСПО и борьба с ними в скважинах
Цель дистанционного курса – изучить причины образования, условия и основные методы борьбы с АСПО при эксплуатации скважинного оборудования
Эксплуатация машин и оборудования да и в целом всего нефтяного фонда скважин сопряжена со следующими основными осложнениями:
1) образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО);
2) образование солеотложений;
3) коррозия подземного и наземного оборудования;
4) образование гидратных отложений;
5) прочие осложнения.
Асфальтосмолопарафиноотложения (АСПО)
При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются АСПО.
Под парафиновыми соединениями, выделяющимися из нефти в скважинах в процессе добычи нефти, понимают сложную углеводородную физико-химическую смесь.
❗️ В первую очередь, это парафины, представляющие собой углеводороды метанового ряда , а также асфальтосмолистые соединения, силикагелевые смолы, масла, вода, сульфиды железа и механические примеси.
☝️ Характерной особенностью (вне зависимости от содержания в них парафина) является то, что они всегда склонны к осадкообразованию при соответствующих термодинамических условиях.
☝️ Наиболее интенсивно парафин откладывается в НКТ. Толщина его слоя увеличивается с нуля на глубине 900–300м❗️ до максимума на глубине 200–50м❗️, а затем уменьшается за счет смыва отложений потоком. Отложения приводят к увеличению гидравлических сопротивлений потоку и снижению дебита.
Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе, обладают высокой молекулярной массой, не летучи, имеют существенную неоднородность структуры.
Содержание смолистых веществ в нефти возрастает в связи с испарением легких компонентов и ее окислением, а также при контакте нефти с водой.
Асфальтены – порошкообразные вещества бурого или коричневого цвета, плотностью более единицы, массовое содержание их в нефти достигает 5,0%. В асфальтенах содержится (мас.) 80,0–86,0% углерода, 7,0–9,0% водорода, до 9,0% серы, 1,0–9,0% кислорода и до 1,5% азота. Они являются наиболее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений тяжелых компонентов нефти.
Причины и условия образования АСПО
☝️ Выделяют две стадии образования и роста АСПО.
1.Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности.
2.На второй стадии происходит осаждение на покрытую парафином поверхность более крупных кристаллов.
👉 На образование АСПО оказывают существенное влияние:
• снижение давления на забое скважины 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 ее компонентов;
• состав углеводородов в каждой фазе смеси;
• соотношение объема фаз;
• состояние поверхности труб.
Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.
Влияние давления на забое и в стволе скважины
👉 Когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной.
Это способствует выделению из нее парафинов. Равновесное состояние может нарушаться как в пласте, так и в скважине, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.
👉 При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса может быть меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатационной колонны.
В колонне НКТ, выше насоса, можно выделить две зоны.
Первая – непосредственно над насосом: здесь давление резко возрастает и становится больше давления насыщения. Вероятность отложения в этой зоне минимальна.
Вторая – зона снижения давления до давления насыщения и ниже,
где начинается интенсивное выделение парафина.
☝️ В фонтанных скважинах при поддержании давления на забое равного давлению насыщения выпадение парафина следует ожидать в колонне НКТ.
☝️ Как показывает практика, основными промысловыми объектами, в которых наблюдается образование отложений парафина, являются скважинные насосы, НКТ, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин.
👉 Чем ближе к устью скважины, тем в составе АСПО больше церезинов и, соответственно, тем выше структурная прочность отложений.
Влияние температуры в пласте и стволе скважины
Нефть является сложной смесью компонентов, которые, в зависимости от строения и внешних условий, могут находиться в разных агрегатных состояниях.
☝️ Снижение температуры вызывает изменение агрегатного состояния компонентов, приводящее к образованию центров кристаллизации
и росту кристаллов парафина.
👉 Характер распределения температуры по стволу скважины влияет на парафинообразование и зависит от:
• интенсивности передачи тепла от движущейся по стволу скважины жидкости окружающим породам – теплопередача зависит от градиента температур жидкости и окружающих скважину пород и теплопроводности кольцевого пространства между подъемными трубами и эксплуатационной колонной;
• расширения газожидкостной смеси и ее охлаждения, вызванного работой газа по подъему жидкости.
Влияние газовыделения
☝️ Лабораторными исследованиями доказано, что на интенсивность образования парафиноотложений оказывает влияние процесс выделения газовых пузырьков в потоке смеси.
Известно, что газовые пузырьки обладают способностью флотировать взвешенные частицы парафина. При контакте пузырька с поверхностью трубы частицы парафина соприкасаются со стенкой и откладываются на ней.
В дальнейшем процесс отложения парафина нарастает вследствие его гидрофобности. На стенке трубы образуется слой из кристаллов парафина и пузырьков газа.
☝️ Чем менее газонасыщен этот слой, тем большую плотность он имеет. Поэтому более плотные отложения образуются в нижней части подъемных труб, где пузырьки газа малы и обладают большей силой прилипания к кристаллам парафина и стенкам трубы.
Влияние скорости движения газожидкостной смеси
☝️ Интенсивность образования АСПО во многом зависит от скорости течения жидкости.
При ламинарном течении формирование АСПО происходит достаточно медленно.
С ростом скорости (при турбулизации потока) интенсивность отложений вначале возрастает.
Дальнейший рост скорости движения газожидкостной смеси ведет к уменьшению интенсивности отложения АСПО: большая скорость движения смеси позволяет удерживать кристаллы парафина во взвешенном состоянии и выносить их из скважины.
Кроме того, движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем объясняется резкое уменьшение отложений в интервале 0–50 м от устья скважины.
При больших скоростях движения поток смеси охлаждается медленнее, чем при малых, что также замедляет процесс образования АСПО.
Влияние шероховатости стенок труб
☝️ Состояние поверхности труб влияет на образование отложений. Микронеровности являются очагами вихреобразования, разрыва слоя, замедлителями скорости движения жидкости у стенки трубы.
Это служит причиной образования центров кристаллизации отложений, прилипания кристаллов парафина к поверхности труб, блокирования их движения между выступами и впадинами поверхности.
Когда значение шероховатости поверхности труб соизмеримо с размерами кристаллов парафина либо меньше их, процесс образования отложений затруднен.
Влияние электризации
Процесс образования АСПО носит адсорбционный характер. Адсорбционные процессы сопровождаются возникновением двойного электрического слоя на поверхности контакта парафина с газонефтяным потоком.
При механическом нарушении равновесного состояния данного слоя на поверхности трубы или слоя парафина появляются некомпенсированные заряды статического электричества, то есть происходит электризация как поверхности трубы, так и поверхности кристаллов парафина, что усиливает адгезию парафина к металлу.
Методы, применяемые для борьбы с АСПО (Практическая работа)
☝️ Зависят от:
1. Растворимости парафина в нефти.
2. Структуры и прочности парафиновых отложений.
3. Взаимодействии кристаллов парафина, взвешенных в объеме нефти, друг с другом и с поверхностью оборудования.
4. Связей между кристаллами парафина и поверхностью, на которой они откладываются.
👉 В целях борьбы с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению образования отложений и их удалению.
Существует несколько наиболее известных и активно применяемых в нефтедобывающей промышленности методов борьбы с АСПО. Но из-за многообразия условий разработки месторождений и различия характеристик добываемой продукции часто требуется индивидуальный подход и даже разработка новых технологий.
Методы борьбы с отложением и накоплением парафина
• Химические – дозирование в нефть или нефтяную эмульсию химических соединений, обладающих определенными свойствами, уменьшать, а иногда полностью предотвращать образование отложений.
• Тепловые – основаны на способности парафина плавиться, при воздействии определенной температуры. (АДПМ, ППУ)
• Электрические – обычно применяются электронагреватели, которые спускаются в колонну НКТ на кабеле-канате.
• Физические – основываются на применении электрических, магнитных, электромагнитных полей, механических ультразвуковых колебаний.
• Механические – предполагают удаление уже образовавшегося парафина на насосно-компрессорных трубах. Для этого разработаны множество скребков различной конструкции.
• Гладкие покрытия – снижают шероховатость поверхности ступеней или насосно-компрессорных труб, вследствие чего уменьшаются отложения парафина.
‼️ Химические методы базируются 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 1. смачивающие, 2. модификаторы, 3. депрессаторы и 4. диспергаторы.
1. 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.
2. 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 со-полимер этилена с винилацетатом и винилпирролидоном,
полимер с молекулярной массой 2500–3000.
3.Депрессаторы. Механизм их действия заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, вследствие чего затрудняется их способность к агрегации и накоплению. К известным депрессаторам относят «Парафлоу» (АзНИИ), алкилфенол ИПХ-9, «Дорад-lА», ВЭО-504 (ТюмГНГУ), «Азолят-7».
4. Диспергаторы – химические реагенты, обеспечивающие образование 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.
Наряду с высокой стоимостью существенным недостатком химического метода является сложность подбора эффективного реагента, связанная с постоянным изменением условий эксплуатации в процессе разработки месторождения.
👉 Физические методы основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию.
Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб.
Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам. Установлено, 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, по данным некоторых исследователей, создает газлифтный эффект, ведущий к некоторому росту дебита скважин.
👉 Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температуре выше 50 °С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который можно помещать непосредственно в зону отложений или на устье скважины, где он будет вырабатывать теплосодержащий агент.
В настоящее время используют технологии с применением:
• горячей нефти или воды в качестве теплоносителя;
• пара;
• электропечей наземного и скважинного исполнения;
• индукционных электродепарафинизаторов;
• реагентов, при взаимодействии которых протекают экзотермические реакции.
В технологии с применением теплоносителя предусматривается нагрев жидкости в специальных нагревателях (котельных установках передвижного типа) и подача 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.
Недостатками данных методов являются их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий.
Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных и распространенных интенсифицирующих методов в технологических процессах добычи, транспорта, хранения и переработки нефти.
Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения.
Для разрушения АСПО парафинового типа используют, как правило, растворители на основе парафиновых углеводородов. Обычно в качестве таких растворителей применяют реагенты местных производств, например процесса подготовки нефти на промыслах термическими методами.
Такие растворители пригодны для отмыва АСПО асфальтеновой структуры. Полнота удаления таких АСПО в значительной степени повышается при компаундировании этих растворителей с углеводородами-диспергаторами асфальтенов, например ароматическими углеводородами либо циклическими ацеталями.
Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляют эмпирически. Это связано с недостатком информации об их структуре и свойствах и с малой изученностью механизма взаимодействия нефтяных дисперсных систем с растворителями.
Механические методы разработаны для удаления уже образовавшихся отложений АСПО на НКТ. Для этой цели предназначена целая гамма скребков различной конструкции.
По конструкции и принципу действия скребки подразделяют на:
• пластинчатые со штанговращателем, имеющие две режущие пластины, способные удалять АСПО только при вращении. Для этого используют штанговращатели, подвешенные к головке балансира станка-качалки. Вращение колонны штанг и, следовательно, скребков происходит только при движении вниз. Таким путем скребок срезает АСПО с поверхности НКТ;
• спиральные, возвратно-поступательного действия;
• «летающие», оснащенные ножами-крыльями, которые раскрываются при движении вверх, что обеспечивает им подъемную силу. Применяют, как правило, в искривленных скважинах.
Установка для депарафинизации труб скребками (УДС) предназначена для периодической очистки внутренней поверхности лифта НКТ скребками-пробойниками с развитыми режущими поверхностями в скважинах фонтанных и оборудованных ЭЦН.
Механизм депарафинизации скважины (МДС) предназначен для очистки внутренней поверхности НКТ скребками-пробойниками в скважинах, оборудованных ЭЦН, в ручном и автоматическом режиме.
МДС рассчитана на непрерывную круглосуточную работу на открытом воздухе при температуре окружающей среды от – 40 °C до + 50 °C. МДС включает в себя механизм подъема, состоящий из электродвигателя; червячного редуктора, на валу червячного колеса которого установлен барабан.
На барабан наматывается проволока с закрепленным на конце скребком. Механизм подъема с барабаном закреплен на стойке, которая непосредственно устанавливается на лубрикатор скважины, верхний край пластины крепления лебедки должен отстоять от муфты сальника лубрикатора, установленного на лубрикатор, на расстояние не более 5 сантиметров.
Лубрикаторное устройство предназначено для ввода проволоки в скважину и предотвращения выбросов газов и нефти из скважины, оборудуется емкостью для сбора утечек жидкости, крышкой и сальником-«обтиратором».
Использование такого метода борьбы с АСПО значительно осложняется тем, что для его применения часто необходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхности труб (для некоторых видов скребков). Кроме того, возможно застревание скребков, обрыв их крепления и некоторые другие осложнения.
Как метод предотвращения АСПО следует отдельно выделить применение гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали. В области борьбы с парафиноотложением на внутрискважинном оборудовании накоплен положительный 40-летний опыт – нанесения твердых гидрофильных покрытий на поверхность лифтовых труб (лакокрасочные композиции, бакелит, эмаль, эпоксидные смолы, стекло и др.).
☝️ К новым технологиям относят микробиологический метод защиты от парафиноотложений. Раствор биопрепарата с питательной средой закачивают в колонну НКТ, далее производят циркуляцию по схеме «затрубье–НКТ».
Очень интересна мысль о раздельной добыче нефти и воды из скважины, которая имеет определенный смысл при знании механизмов осадконакопления.
ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА "Шаблонирование нефтяной скважины с отбивкой забоя на тренажере АМТ-601"
Цель лабораторной работы - выполнение учебно-тренировочного задания с целью получения навыков по шаблонированию скважин с последующей очисткой внутренней поверхности НКТ от АСПО.
Порядок выполнения работы. На тренажере необходимо выполнить следующую последовательность действий:
1. Установить стартовые условия тренажера и запустить его:
2. Ознакомиться с правилами эксплуатации лубрикатора:
3. Устанавливаем шаблон в лубрикатор:
4. Открываем лубрикаторную задвижку:
5. Начинаем спуск шаблона в скважину. Для этого необходимо выбрать направление (спуск), режим (пониженный /повышенный) и на регуляторе скорости установить регламентируемое значение спуска.
☝️ Скорость спуска прибора должна быть не более 0,7 м/с и не более 0,2 м/с (до отметки в 100 м от устья скважины и за 50 м до и после приема НКТ);
6. Следим за положением инструмента в скважине и натяжением каната (при достижении забоя или отложений канат "просядет");
7. При достижении забоя скважины остановите лебедку и произведите подъем инструмента;
☝️ Если нормальному ходу препятствует уменьшенное сечение НКТ за счет отложения солей или парафина, необходимо поднять шаблон и очистить НКТ при помощи скребка. После очистки НКТ скребком производят повторное шаблонирование скважины.
8. Поднимите шаблон на поверхность: выберите направление (подъем), режим (пониженный/повышенный) и на регуляторе скорости установите необходимое значение (не более 0,2 м/с за 100 м до устья и при входе в НКТ (за 50 м до и после приема труб), не более 0,7 м/с после входа в НКТ).
☝️ Следите за положением инструмента в скважине и натяжением каната - не порвите его (канат рвется при натяжении > 2500 Кн.)
9. При достижении шаблона устья останавливаем лебедку и закрываем лубрикаторную задвижку:
10. Выравниваем давление и извлекаем шаблон из лубрикатора:
ОСНОВНЫЕ ОШИБКИ МОДЕЛИРОВАНИЯ И ИХ СБРОС
Аналогичным образом спустите глубинный манометр с целью замера пластового давления и температуры.
📝 Отчет по Лабораторной работе №2 оформить по требованиям СТО-005-2015 и выслать в телеграм на адрес: @Lagerev.