Mетоды повышения нефтеотдачи пластов

 

Кислотные ванны - это наиболее простой вид кислотных обработок, предназноченный для очитки забоя и ствола скважин от глинисто-цементных отложений и продуктов коррозии металла. 

👉Основная цель кислотных ванн состоит в подготовке скважин к последующим обработкам, то есть они способствуют увеличению зоны охвата кислотным воздействием при вторичных операциях. Таким образом, это мероприятие является первичным и обязательным для успешного проведения кислотных обработок с задавкой в пласт.

Как правило, кислотные ванны проводятся на скважинах с открытым стволом, когда вскрытый продуктивный горизонт не закреплен обсадной колонной. В этом случае используется рабочий раствор с концентрацией HCL 10-12%, который выдерживается в скважине в течение примерно 2-24 ч.

Обычная кислотная обработка, наиболее часто используется в практике для интенсификации притока нефти. Технологически он осуществляется так же, как и кислотная ванна, с той лишь разницей, что кислота закачивается в пласт под давлением.

Основная цель этой обработки - повышение проницаемости призабойной зоны за счет растворения привнесенных в пласт взвесей и увеличения проходного сечения поровых каналов при частичном растворении карбонатных пород.

Кислотная обработка под давлением проводится в тех случаях, когода коллекторы продуктивных горизонтов сложены

из низкопроницаемых пород или же если пласт имеет неравномерную проницаемость.

👀Таким образом, основной целью кислотной обработки под давлением является равномерное увеличение проницаемости по всей толщине призабойной зоны и по возможности более глубокий охват обработкой продуктивного пласта.

Ступенчатая, или поинтервальная, обработка скважин используется для скважин вскрывших залежь большой толщины или эксплуатирующих два и более продуктивных пласта.

Суть данного приема заключается в том, что продуктивный пласт по толщине разбивается на интервалы по 10-20 м и обрабатывается поочередно, начиная с нижнего участка. Для повышения эффективности обработки заданный интервал пласта изолируют пакером. Кроме того, для этой цели используют различные химические изолирующие материалы, например ВУС на основе полиакриламида, перекрывают нижний интервал песком или закачивают в скважину капроновые шарики.

Поинтервальную обработку рекомендуется проводить также в нагнетательных скважинах. Что приводит к увеличению общей премистости скважин и выравниванию профиля приемистости по всей толщине заводняемого пласта.

  • Двухстадийные и многократные кислотные обработки скважины. Разбивку процесса кислотной обработки на две стадии планируют, как правило, при кислотном воздействии на коллекторы, сложенные слабопроницаемыми породами. При двухстадийной обработке, в пласт закачивается 2-3 м3 рабочего раствора, где он выдерживается в течение нескольких часов под давлением 12-15 Мпа. После снижения давления до 5-7 Мпа закачивается вторая порция в объеме 5-7 м3, котрая уже легко продавливается в продуктивный пласт. Далее скважину оставляют на реагирование, как при обычной обработке.
  • Многократные кислотные обработки заключаются в многократном кислотном воздействии на один и тот же продуктивный пласт или его отдельный интервал. Они применяются в том случае, когда единичного кислотного воздействия недостаточно для достижения намеченной цели.
  • Обработка скважин грязевой кислотой. Грязевая или глинокислота представляет собой смесь соляной и плавиковой кислот и используется для обработки скважин, призабойная зона которых представлена терригенными породами - песчаниками или алевролитами. Весьма ценной особенностью грязевой кислоты является способность растворять глинистые включения, что дает возможность использовать ее для обработки глинизированных песчанников, удаления глинистой корки со стенок скважины, а также фильтрата глинистого раствора, попавшего в пласт в процессе бурения.

Обычно грязевая кислота предстваляет собой смесь 3-5%-ной плавиковой и 1,5-2%-ной уксусной кислот. Для сильно глинизированных песчанников рекомендуется использовать состав из 6%-ной плавиковой и 15%-ной соляной кислот с добавкой 1,5-2%-ной уксусной кислоты.

Обработка скважин углекислотой 

            Обработка скважин углекислотой - применяется на скважинах, продуктивные пласты которых содержат карбонаты кальция и магния. Кроме того, углекислотная обработка значительно улучшает фильтрационные характеристики коллектора призабойной зоны при наличии осадков из асфальтосмолистых веществ. Данная обработка применяется как на нефтяных так и в нагнетательных скважинах. При этом значительно увеличивается дебит нефтяных и повышается приемистость нагнетательных скважин. Подготовка включает очистку стенок и забоя, промывку скважин и установку пакера на 5-10 м и выше верхних перфорационных отверстий.

            Затем агрегатом для гидроразрыва закачивают углекислоту (H2CO3) в количестве 1,2-5 т на 1 м эффективной толщины продуктивного пласта, но не менее 10 т за одну обработку. В качестве продавочной жидкости при обработке нефтяных скважин используют нефть в объеме не менее двух объемов НКТ. Время реагирования состваляет 12-24 ч и зависит от характеристики продуктивного пласта. По окончании срока выдерживания нефтяная скважина вводится в эксплуатацию на том же режиме, что и до обработки.

            При обработке углекислотой нагнетательных скважин для задавки кислоты в пласт применяют воду. После завершения реагирования скважину пускают на самоизлив через НКТ до появления чистой воды.

            Поскольку продуктивные пласты месторождения сложены терригенными породами, подробно рассмотрим применяемые кислотные обработки. 

При планировании кислотных обработок скважин, пласты которых сложены терригенными коллекторами, необходимо учитывать следующие особенности.

    1. Кислота проникает в пласт радиально от фильтрующей поверхности, образуя круговой контур проникновения.

    При этом породы по глубине радиального проникновения подвержены сильному изменению по вертикали в связи с их неоднородностью по коллекторским свойствам.

    В горизонтальном направлении, в пределах тех небольших расстояний, на которые планируется задавливание кислоты в пласт, в незагрязнённом пласте мы можем рассматривать породы как однородные для различных по мощности элементов разреза.

    2. При обработке терригенных коллекторов с более или менее равномерно рассеянными частицами  карбонатов головная часть кислоты полностью их растворяет и, продвигаясь вглубь, полностью нейтрализуется. Хвостовая часть кислоты поступает в зону уже полностью освобождённую от карбонатов головной частью кислоты.

    Для обработки нефтяных и нагнетательных скважин следует применять кислоту соляную, техническую, синтетическую (ГОСТ 857 - 57 ).

    Плавиковая кислота применяется для обработки забоя  и призабойной зоны продуктивных пластов, сложенных терригенными коллекторами, для растворения части силикатного материала, цементирующего и скелетного веществ пород пласта, а также материалов загрязняющих поверхность забоя в форме глинистой или цементной корки.

    Бифторид - фторид - аммония, как и плавиковая кислота применяется для приготовления рабочего раствора глинокислоты при обработке скважин  с терригенными коллекторами.

    Уксусная кислота во многих случаях должна добавляться при составлении рабочего кислотного раствора.

    Введение её в состав рабочего раствора в количестве 4 - 5 % от общего количества раствора в 4- 4,5 раза замедляет скорость нейтрализации основной части кислотности раствора карбонатной породой пласта. При этом кислота более глубоко проникает в пласт с сохранением определённой части её активности.

    Обязательной операцией для каждой кислотной обработки является ингибирование кислотных растворов, которое снижает коррозионное разрушение кислотными растворами металла оборудования. В качестве ингибиторов применяют следующие реагенты: ингибитор катапин -А. Этот ингибитор даже при незначительной дозировке в количестве 0,1 % от общего количества рабочего раствора снижает коррозионную активность последнего в 55 - 65 раз.

    Ингибитор марвелан - К (0), значительно уступает катапину -А .

Также в качестве ингибиторов используются такие реагенты как ингибитор В- 2, ингибитор И - 1 -А ингибитор уникол ПБ- 5.

    При проведении кислотных обработок применяется следующее оборудование: агрегат Азинмаш - 30, имеет гуммированную резиной цистерну из двух отсеков емкостями 2,7 и 5,3 м3 и дополнительную ёмкость на прицепе с двумя отсеками по 3 м3 каждый.

    Азинмаш - 30 оснащён трёхплунжерным горизонтальным насосом типа 2  НК -500 одинарного действия.

    Кроме агрегата Азинмаш - 30, на промыслах применяют для закачки кислотных растворов цементировочные агрегаты ЦА - 320М и 2АН-500. Они используются для закачки ингибированных растворов.

    Подготовка скважин к обработке соляной кислотой в нагнетательных скважинах сводится к свабированию с последующей прямой и обратной промывкой. В нефтяных скважинах: отбивка забоя, при наличии пробки удаление её; при наличии отложений органического типа - парафинистых, асфальтово - смолистых и других - ванна из растворителя и промывка растворителем или промывка горячей нефтью.

    При обработке призабойной зоны и системы трещин - для первичной обработки скважин, находящихся в освоении после выхода из бурения может быть порекомендован удельный объём 0,75-1,0 м3 на 1 м мощности обрабатываемого пласта ;для обработок в процессе эксплуатации от 1,5 до 2,0 м3 на 1 м мощности. Дальнейшее увеличение объёма производится в зависимости от результатов.

    Конценрация HСl в рабочем растворе - от 12 до 15%. Обязательна добавка ингибиторов и ПАВ. Для нагнетательных скважин следует применять неионогенные ПАВ, типа ОП-10; для нефтяных -катионо-активные - катапин-А, марвелан-К (0). Кроме того, для  нагнетательных скважин обязательна добавка уксусной кислоты до 3,0%. В нефтяных скважинах она добавляется в случае загрязнённости кислоты железом.

    Продавочной жидкостью для нагнетательных скважин является вода, для нефтяных - вода с добавлением в первые 1-2 м3 катионоактивного ПАВ.

    Кислотный раствор до выхода из конца насосно-компрессорных труб закачивается на произвольной скорости. Задавливание кислоты в пласт как в нагнетательных, так и в нефтяных скважинах производится:

  •     при обработке поверхности ствола и приствольной части ( очистная обработка ) - при минимальной скорости ( притом минимальном давлении на устье, которое только обеспечивает поглощение кислоты пластом );
  •     при обработке призабойной зоны и системы трещин первые 2 - 3 м3 задавливаются при минимальной же скорости, а задавливание остальной части раствора - при интенсивном наращивании давления на устье для обеспечения раскрытия системы трещин.
  •     При обработке призабойной зоны глинокислотой, основным условием её применения является отсутствие или минимальное содержание в составе пород карбонатов.

    Для первичных обработок можно ограничится объёмом в 0,3 - 0,4 м3 кислоты на 1 м мощности пласта. Если продуктивные породы пласта сложены из трåщиноватых пород , объём для первичных обработок можно увеличить до 0,75 - 1,0 м3 на 1 м мощности.

    Средний оптимальный состав рабочего раствора : HCl -8,0%; HF - 4,0%.

    При задавливании кислоты в пласт не следует стремится к достижению максимальных скоростей; надо 2-3 м3 задавливать при минимальном давлении на устье при котором пластом поглащается кислота. Большую часть ратсвора следует задавливать при давлении, близком к давлению закачки воды.

    Кислотный раствор весь задавливается в пласт и выдерживается на реагирование до 8 - 12 ч.

Воздействие на призабойную зону пласта

 

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией - снижение проницаемости призабойной зоны пласта.

  •    Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и её последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесие механическое и физико - химическое состояние пласта.
  •    Само бурение вносит изменение в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит также  в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта. 
  • При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства, образование стойких эмульсий и снижение фазовой проницаемости для нефти.
  •    Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглащается энергией больших гидростатических давлений.
  •    Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением  термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальто - смолистых веществ,  закупоривающих поровое пространство коллектора. 
  • Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается в результате проникновения в неё рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ.

   ✋Приёмистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, излом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов возрастает сопротивление фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.

    Основное назначение методов воздействия на призабойную зону пласта или интенсификации добычи нефти и газа состоит в увеличении проницаемости призабойной зоны за счёт очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов отложившихся в них (смолы, асфальтены, парафин, глина, соли и другие), а также их расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважинами.

   👉По характеру воздействия на призабойную зону пласта все методы делятся на химические, механические, тепловые и комплексные (физико-химические).

   В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство, и увеличения диаметров поровых каналов. Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является солянокислотная обработка.

  1.    Механические методы воздействия направлены на нарушение целостности горных пород за счёт расширения существующих или создания новых трещин. Их применение наиболее эффективно в плотных, низкопроницаемых коллекторах. Основной метод механического воздействия - гидравлический разрыв пласта . К ним относятся также гидропескоструйная перфорация, торпедирование, виброобработка.
  2.    Тепловые методы призваны осуществлять прогрев призабойной зоны с целью расплавления и удаления из пласта тугоплавких агрегатных структур, а также снижения вязкости насыщающих флюидов. Применяются на месторождениях с высоковязкими нефтями, содержащими большое количество смол, парафинов, асфальтенов. К ним относятся электропрогрев, закачка теплоносителей, паропрогрев.

   Методы комплексного воздействия на призабойную зону пласта, сочетающие в себе элементы химического, механического и теплового воздействий, применяются в сложных горногеологических условиях, где проявляются одновременно несколько факторов ухудшающих фильтрационные свойства пласта. 

К ним относятся термохимические обработки, внутрипластовые  термохимические обработки, термогазохимическое воздействие.

   Кроме перечисленных методов широкое применение получила обработка прзабойной зоны пласта поверхностно-активными веществами, снижающими поверхностное натяжение на жидкой или твёрдой поверхности раздела вследствие их адсорбции на этих поверхностях.

   Выбор конкретного метода воздействия осуществляется на основе комлекса исследований, направленных на изучение состояния призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей, а также систематического обобщения и изучения геолого-промыслового материала по рассматриваемому объекту.

Борьба с отложениями парафина

      В мировой практике добычи нефти проблема борьбы с отложениями парафина возникла более ста лет назад. Однако только в последние десятилетия в связи с открытием и вводом в эксплуатацию крупнейших месторождений парафинистой нефти в нашей стране, а также ряда месторождений за рубежом проблема борьбы с отложениями парафина в промысловом оборудовании приобрела особенно острый характер. 

Применявшиеся в промысловой практике механические, тепловые и другие средства борьбы с отложениями парафина, обусловливая возможность добычи нефти (с большими издержками), в настоящее время превратились по существу в преграду на пути прогресса в обустройстве нефтяных промыслов, повышения производительности труда и культуры производства.

 

Достаточно отметить, что ни один из разработанных ранее способов борьбы с отложениями парафина не исключает скважину как объект обслуживания и в любом случае требует применения на ней сложного оборудования и всевозможных устройств, нуждающихся в повседневном контроле за их работой. 

Это связано с большими материальными затратами и невозможностью надежно автоматизировать процесс добычи нефти. Поэтому можно сказать, что в настоящее время предотвращение парафинизации промыслового оборудования при добыче нефти — это не только улучшение технологического режима работы скважин и систем сбора и транспорта нефти и газа, но и возможность широкого внедрения комплексной автоматизации и диспетчеризации процессов нефтедобычи, применения прогрессивных герметизированных схем однотрубного сбора нефти и газа, упрощения обвязки устья скважины, перехода на меньшие диаметры промысловых трубопроводов и т. д.

 

Поэтому борьба с отложениями парафина при добыче парафинистой нефти, являясь одной из наиболее важных проблем в нефтедобывающей промышленности, продолжает оставаться в центре внимания широкого круга ученых и промысловых работников как в России, так и за рубежом.

 

Предварительный анализ показал, что коренные изменения в технике и технологии добычи нефти, а также в обустройстве нефтяных промыслов возможны при использовании оборудования, не только удовлетворяющего обычным технологическим требованиям, но и не подвергающегося запарафиниванию в процессе длительной эксплуатации в самых жестких условиях, при любых способах эксплуатации.

Естественно, что такие свойства может иметь только оборудование с защитными покрытиями из материалов, слабо сцепляющихся с нефтяными парафинами в условиях скважины, либо целиком изготовленное из этих материалов. При этом для успешного применения таких защитных покрытий необходимо установить основные закономерности формирования смолопарафиновых отложений. 

Поэтому определение механизма парафинизации промыслового оборудования при добыче и транспорте парафинистой нефти — одна из важнейших задач, без разрешения которой прогресс в организации борьбы с отложениями парафина на научной основе практически невозможен. Именно этим и объясняется тот исключительный интерес исследователей к этой проблеме, которая не ослабевает в течение последних тридцати лет как в Советском Союзе, так и за рубежом Однако вопрос о механизме парафинизации оборудования настолько сложен, а фактов, надежно объясняющих способ накопления отложений парафина на поверхности оборудования, настолько мало, что ученым и производственникам пришлось считаться с одновременным существованием большого количества гипотез, которые зачастую взаимно исключали друг друга.

 Настоящая работа посвящена в основном рассмотрению вопросов механизма парафинизации промыслового оборудования и призвана в какой-то мере восполнить пробел в этой области.

СУЩЕСТВУЮЩИЕ   ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О       МЕХАНИЗМЕ       ФОРМИРОВАНИЯ СМОЛО-ПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ


Если действие первого механизма оказывается наибольшим, то в этом случае  механизм  парафинизации  поверхности  оборудования  содержит много моментов, связанных с особенностями возникновения и роста кристаллов парафина на поверхности из нефти, которые не были описаны в нефтяной литературе. Если же в формировании отложений в основном участвуют кристаллы парафина, образовавшиеся в потоке нефти, то для получения относительно полной картины механизма накопления смолопарафиновых масс на стенках оборудования необходимо выяснить ряд сложных вопросов, относящихся к теории дисперсных систем. 

Если признать, что в формировании отложений большая роль принадлежит газовым  пузырькам,  то  здесь  также  необходимо  решить  фактически неизученный вопрос о возможности флотационных процессов нефти, а также    образования    смоло-парафиновых    оболочек    вокруг    газовых пузырьков и т. д.

Общие закономерности выделения парафинов в твердый осадок

Парафиновые отложения, накапливаемые в системе добычи, сбора и обработки нефтей, представляют собой сложную смесь, которая может в себя включать собственно парафины -углеводороды от С16Н34 до С36Н74 и церезины С36Н74 и выше. Парафиновые отложения содержат также асфальто-смолистые вещества.

В состав парафиновых отложений входит также некоторое количество растворённых жидких углеводородов и механические примеси.

Плотность парафина в твёрдом состоянии лежит в пределах от 0,865 до 0,940, а в расплавленном состоянии - от 0,777 до 0,790.

Наряду с углеводородами метанового ряда в состав парафиновых отложений в той или иной степени входят нафтеновые и ароматические углеводороды.

Установлено, что с увеличением содержания ароматических углеводородов вероятность образования плотных парафинов и прочных парафиновых отложений снижается. В то же время с ростом содержания углеводородов метанового ряда прочность парафиновых отложений повышается.

Растворимость парафинов в органических веществах незначительна, за исключением сероуглерода, в одной части которого растворяется 12 частей парафина. Растворимость парафина в нефтяных фракциях снижается с ростом молекулярной массы растворителя. К примеру, при температуре 20 °С растворимость парафина в бензине и керосине составляет 15,5 и 3,5 % соответственно

Как было сказано выше, твёрдые отложения, наряду с обычными парафинами, включают в себя и более тяжёлые углеводородные фракции. Для выбора различных растворителей большое значение имеют данные об этих фракциях. Учитывая это обстоятельство, ниже даётся краткая характеристика тяжёлых фракций нефтей.

Церезины. К церезинам относятся С36Н48 и высшие углеводороды. Они характеризуются большой молекулярной массой. Одним из основных отличий церезинов от парафинов является то, что они относительно легко поддаются действию окислителей, в то время как парафины при обычных температурах не вступают в реакцию окисления. В молекулы парафинов входят углеводородные радикалы нормального строения, а церезинов - в основном изостроения вместе с радикалами циклического строения (нафтеновыми и ароматическими).

Сопоставление свойств парафинов и церезинов, имеющих одинаковые температуры плавления показывает, что у церезинов плотность, вязкость и

молекулярная масса больше, чем у парафинов.

борьба с парафинамиНг - теплота плавления, кал/моль.

Число атомов углерода в парафине


Чем   меньше   число   атомов   углерода   в   веществе,   тем   ниже   температура плавления (застывания) углеводорода (см.  рис.1).





Рис. 1. Зависимость температуры плавления от числа
атомов углерода

На промысловых установках НТС температура в аппаратах колеблется в интервале (+40)-(-40) °С. Если бы в этих условиях обрабатывались индивидуальные углеводороды, то начиная от С10 любой из углеводородов выпадал бы в твёрдую фазу. Однако обрабатываемое сырье состоит из смеси различных углеводородов. Конденсация компонентов также происходит в смеси. Следовательно, температура плавления какого-либо углеводорода не является той температурой, при которой происходит образование твёрдой фазы в системе.

Процесс образования первых кристаллов парафинов может произойти только при их определенных концентрациях в смеси. Назовем эту концентрацию "пороговой". Под термином "пороговая концентрация" подразумевается та концентрация парафинов, выше которой происходит их выпадение в твёрдую фазу.


"Пороговая" концентрация может быть установлена (определена) как по отдельному компоненту, так и по фракциям. По отдельному компоненту имеет значение для лабораторных исследований. Что касается условий производства, здесь практическое значение имеет только определение "пороговой" концентрации отдельных фракций в смеси.


"Пороговая" концентрация в первую очередь зависит от температуры процесса и состава жидкой фазы. Чем ниже температура процесса, тем ниже "пороговая" концентрация компонента или фракции в смеси. Отсюда следует, что при прочих равных условиях наиболее уязвимой точкой системы является точка, имеющая самую низкую температуру. Кроме того, чем выше концентрация низкокипящих жидких углеводородов в жидкости, тем выше "пороговая" концентрация осадкообразующих компонентов.


Основной причиной отложения твёрдых парафинов в системе является превышение их концентрации в жидкой фазе выше "пороговой".


Опыт обработки газоконденсатных смесей показывает, что температуры плавления, помутнения и кристаллизации, а также "пороговая" концентрация смеси не подчиняются правилу аддитивности. Поэтому эти показатели не поддаются точному расчету и должны определятся экспериментальным путем. Причем, диапазон исследований должен охватывать как режим работы установки, так и состав сырья в расчётных точках. Такое исследование должно предшествовать проектированию систем сбора, обработки и транспортирования парафиносодержащих углеводородных смесей.

 

Влияние режима эксплуатации систем сбора и обработки углеводородного сырья на отложение парафинов.

 

На интенсивность отложения парафинов в системе сбора и обработки влияет ряд факторов, основными из которых являются состав сырья (включая концентрации в нем тяжелых парафиновых углеводородов) и изменение давления и температуры в системе добычи и обработки. 

Кроме указанных параметров, на этот процесс оказывает влияние и ряд других факторов, из которых можно указать следующие:

    • скорость течения жидкости;
    • режим течения потока (ламинарный или турбулентный);
    • присутствие инородного материала - частиц соли, воды;
    • состояние поверхности контакта сырья с коммуникациями и оборудованием (наличие в системе посторонних элементов, шероховатость);
  • вязкость нефти и переход нефти из дисперсионной среды в дисперсную.

Оборудование установок обработки сырья отличается различными конструктивными особенностями, которые также в той или иной степени оказывают влияние на выпадение парафинов из смеси углеводородов в твёрдый осадок.

Влияние температуры Известно, что растворяющая способность нефти по отношению к парафинам снижается с понижением температуры и дегазацией нефти. При этом преобладает температурный фактор.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что парафиновые отложения встречаются на забое скважин, в лифтовых трубах и в поверхностном оборудовании. Отложение парафинов начинается в точке системы, где температура ниже температуры помутнения нефти, и продолжается до тех пор, пока будет снижаться растворимость нефти по отношению к парафинам.

На рис.2 показано влияние температуры на количество растворяемого парафина в нефтяных жидкостях различной плотности. Согласно этим данным, при одинаковой температуре растворимость парафина в лёгкой нефтяной жидкости газолине (р=0,8299) больше, чем в нефти, имеющей большую плотность (р=0,8816)



Температура, °С

Рис. 2 Влияние температуры на растворимость парафина

Растворимость парафина в газолине с Р =0,7351 (1), в нефти: р=0,8299(2),

Р =0,8816(3)

Влияние плотности растворителя на растворимость парафина более наглядно проиллюстрировано на рис.З, где показана растворимость парафинов с различными температурами плавления в нефтях плотностью 0,8132 и 0,8299. Согласно кривым этого рисунка, чем меньше плотность нефти, тем больше растворимость парафина в ней.

 

 



Температура, °С

 

Рис.З. Растворимость парафинов в нефтях различной плотности:

—— нефть плотностью 0,8132; ------нефть плотностью 0,8299.

Парафины с температурой плавления, °С: 1 -52,25; 2-67,2; 3-73,8; 4-80,2.

С повышением температуры плавления парафиновых фракций для растворения одних и тех же их количеств необходимо увеличение температуры.

Влияние газонасыщенности. В процессе добычи и обработки нефти и газовых конденсатов происходит практически беспрерывная их дегазация. При этом с газами выделяются также легкие жидкие фракции, содержащие, к примеру, пентан и гексан. Выделение газообразных и лёгких фракций нефтей и конденсатов приводит к повышению их вязкости и снижает их растворяющую способность по отношению к парафинам. Это ясно и из того, что парафины лучше растворяются в лёгких углеводородных фракциях, чем в тяжёлых. Кроме того, потеря лёгких фракций нефти приводит к уменьшению её объёма и, следовательно, к повышению концентрации парафинов в нефти. При определенных значениях выделенной массы лёгких фракций остаточная фракция нефти становится перенасыщен ной, что также способствует выпадению парафинов в твердую фазу. Отсюда следует, что при подаче нефтей и газовых конденсатов на установки обработки необходимо стремиться к тому, чтобы их как можно меньше дегазировать до подачи на обработку.

Результаты экспериментального определения зависимости температуры начала кристаллизации парафина (Тнк) от давления при различной газонасыщенности нефти Мухановского месторождения приведены на рис.4. Прямая а3b3 отражает изменение температуры начала кристаллизации парафина для пластовой (неразгазированной) нефти при изменении давления от первоначального давления насыщения и выше. Прямая аb показывает изменение Тнк от давления для полностью разгазированной нефти (К=0). Промежуточные прямые (аb1 и а2b2) также отражают изменение Тнк от давления при различных промежуточных значениях газонасыщенности исследуемых нефтей.

Как видно из рис.4, зависимость Тнк от давления носит практически линейный характер

(при значениях Р > Рнк).


На основании параллельности линий зависимости Тнк = f(р) сделан вывод о том, что влияние давления на температуру начала кристаллизации практически не зависит от газонасыщенности данного образца нефти (при условии Р > Pнк). При изменении давления нефти на каждые 10 МПа Тнк для нефти Мухановского месторождения повышается на 7,6 °С.

Кривая аа1а2аз показывает зависимость температуры начала кристаллизации парафина от давления насыщения нефти. Согласно этой кривой, при снижении давления ниже первоначального давления насыщения начинается рост значения Тнк. Причём, интенсивность роста значения Тнк с уменыпением давления непрерывно возрастает. Это объясняется тем, что влияние давления на Тнк в этом интервале перекрывается более сильным и противоположно действующим фактором газонасыщенности нефти. На повышение роста значения Тнк при снижении давления ниже первоначального давления насыщения большое влияние оказывает объём выделенного газа. Одинаковое по величине снижение давления в начальной и конечной стадиях дифференциального разгазирования пластовой нефти вызывает различные по объёму и составу газовыделения и, следовательно, различное значение изменения Тнк..

Для нефти Мухановского месторождения в интервале от атмосферного до первоначального давления насыщения (4,8 МПа) изменение Т на 1 °С происходит при изменении давления 0,02-0,07 МПа. Минимальное значение Тнк имеет место при давлении, равном первоначальному давлению насыщения .

С использованием данных рис.4 построены кривые рис.5, где показаны зависимости Тнк от газонасыщенности нефти. Согласно кривым рис.5, влияние газосодержания на Тнк увеличивается по мере дегазации нефти, особенно в конечной стадии её разгазирования.

Большой интерес представляют результаты работы, где приведено уравнение для расчета температуры кристаллизации парафина в зависимости от      газонасыщенности      нефти      применительно      к      Ромашкинскому месторождению. Уравнение имеет вид:

Тк=t(0)+аР-bГ                                                                                                                 (1)
где Тк - температура кристаллизации парафина, °С;
t(0) температура начала кристаллизации при атмосферном давлении, °С;
а,
b - коэффициенты, характеризующие состав системы;
Г- газонасыщенность жидкости, м33.




Рис.5.  Зависимость Тнк парафина от газонасыщенности нефти:   1   - при пластовом давлении; 2 - при давлении насыщения.

Данные   табл.2    показывают   на   достаточно   высокую    сходимость результатов экспериментальных и расчетных измерений.

 

Таблица 2

 

Экспериментальные  и  расчётные  данные  по  определению  температуры кристаллизации

Для пользования формулой (1) необходимо экспериментально определить значение коэффициентов а и b для каждой смеси отдельно.

Результаты, вытекающие из описанного положения, на практике могут реализоваться следующим образом. При транспортировке конденсата, выделяемого из газа в устьевых сепараторах (или в сепараторах предварительной обработки нефти или газоконденсатной смеси), необходимо на протяжении всей трассы сохранить как можно большую их газонасыщенность. Одним из способов достижения этой цели может стать включение в схему объекта насоса. При этом на выкиде из насоса значение давления рекомендуется поддерживать таким образом, чтобы по всей длине продуктопровода не происходила дегазация жидкости.

Влияние    состояния    поверхности    контакта    и    скорости    потока.

Шероховатость стенок и наличие в системе твёрдых примесей способствуют выделению из нефти парафина в твёрдую фазу.




На рис.6 четко показано влияние скорости потока на интенсивность отложения парафина для всех исследованных систем. Сначала с ростом скорости потока, но при сохранении ламинарного режима течения, интенсивность запарафинивания возрастает, а затем, достигнув своего максимума, начинает снижаться. Для стальных труб зона максимальной интенсивности отложений совпадает с переходом ламинарного режима течения в турбулентный. Для пластмассовых труб эта зона сдвинута влево.

Постепенное нарастание скорости отложений при ламинарном режиме течения объясняется массовым переносом парафиновых частиц жидкостью. Чем меньше скорость течения, тем меньше частиц проходит через определенное сечение поверхности и наоборот. Однако нарастание скорости увеличивает роль смывающего фактора, особенно проявляющего себя при турбулентном режиме течения, когда наряду с большим количеством парафиновых частиц, проходящих через определенное сечение, уменьшаются силы их сцепления между собой и с поверхностью труб.

Использование различных реагентов для предотвращения парафиноотложения.

Для предотвращения отложений парафинов в стволах скважин и на поверхностях коммуникаций и оборудования, а также для предотвращения потери текучести нефтей широко применяются различные химические реагенты-растворители, депрессаторы и поверхностно-активные вещества (ПАВ).

ПАВ адсорбируясь на поверхности раздела и зародышевых кристаллах парафина и кристаллогидратов, прикрывает их мономолекулярной плёнкой. Происходит изменение молекулярной природы поверхности, уменьшается межмолекулярное взаимодействие между молекулами парафиновых углеводородов, воды и гидратообразователей, что препятствует дальнейшему росту кристаллов. Защитная мономолекулярная пленка адсорбированных ПАВ предотвращает отложение парафиногидратных комплексов на поверхности оборудования.

В зависимости от растворимости ПАВ делятся на водорастоворимые и углеводородорастворимые (нефтерастворимые).

Механизм действия водорастворимых ПАВ в основном сводится к улучшению смачивания поверхности труб водой, которая в том или ином количестве содержится в нефти.

Некоторые нефтерастворимые ПАВ резко увеличивают гидрофильность поверхности, что улучшает условия смачивания её водой. В результате этого уменьшается интенсивность отложения парафинов. Нефтерастворимые ПАВ уже при малых концентрациях приводят к росту гидрофобности поверхности. Этот процесс резко возрастает при добавке ПАВ в неполярные углеводороды.

ПАВ адсорбируясь на стенках трубопровода значительно снижают сцепление парафинов с металлом. В результате этого кристаллы парафинов не прилипают к стенке, а уносятся потоком нефти.

Потеря текучести нефти происходит при понижении температуры в результате изменения реологических свойств нефти вследствие образования смолопарафиновой структуры. Прочность этой структуры зависит от ряда параметров (состав нефти, температура, гидродинамическое состояние и т.д.) и определяет условия движения нефти в скважинах, сборных и магистральных трубопроводах, а также возможность пуска скважин и трубопроводов.

Для предотвращения потери текучести нефти применяют реагенты другого рода: депрессаторы и модификаторы. Механизм их действия заключается в том, что они адсорбируясь на образующихся микрокристаллах парафинов, препятствуют взаимодействию этих кристаллов между собой и образованию пространственной структуры. В результате переход ньютоновской жидкости в неньютоновскую происходит при более низких температурах. Подбор химических реагентов для конкретных нефтей  дело достаточно сложное, так как нет окончательно разработанной теории, описывающей и предсказывающей эффект действия тех или иных присадок с большой точностью

МЕХАНИЗМ ПАРАФИНИЗАЦИИ

 

АДСОРБЦИОННЫЕ   ПРОЦЕССЫ И       ВЕРОЯТНОСТЬ ОБРАЗОВАНИЯ БРОНИРУЮЩИХ
ОБОЛОЧЕК НА ПОВЕРХНОСТИ ГАЗОВЫХ ПУЗЫРЬКОВ

Как уже отмечалось, в теории и практике борьбы с отложениями парафина большое значение продолжают придавать особой роли газовых пузырьков попутного газа, выделяющихся из нефти при снижении давления. С присутствием в объеме продукции скважин газовой фазы связывают не только несколько вариантов механизма накопления отложений на поверхности оборудования, но и такие понятия, как интенсивность парафинизации промыслового оборудования, плотность образующихся отложений и т. д. В связи с этим при составлении проектов обустройства нефтяных площадей обычно предусматривались такие схемы сбора и транспорта, которые позволяли осуществить их раздельное движение от устья скважин до конечных пунктов транспортировки.


Такой интерес к газовой фазе во многом объясняется тем, что среди нефтяников нашла широкое признание гипотеза о способности смолистых компонентов нефти и парафина образовывать плотные бронирующие оболочки вокруг возникающих газовых пузырьков, способных выдерживать значительные перепады давления и при взрыве в верхних зонах подъемника служащих основным материалом, слагающим отложения парафина на поверхности оборудования. Наиболее яркое отражение эта точка зрения нашла в теории И. Н. Непримерова .


борьба с парафинамиОднако, как показал Л. Г. Гурвич, поверхностное натяжение индивидуальных углеводородов на границе с воздухом, растет при переходе от метановых углеводородов к нафтеновым, от последних к ароматическим и далее — к непредельным. Находясь в самом конце длинной цепи составляющих нефть углеводородов и имея в силу своей полярности большую энергию межмолекулярных связей, чем молекула легких погонов нефти, молекулы смол и асфальтенов не могут самопроизвольно концентрироваться на границе раздела с газом. Поэтому присутствие в углеводородных растворах полярных компонентов нефти типа смол и асфальтенов на границе раздела с газом не только не приведет к снижению поверхностного натяжения, напротив, должно несколько его повысить. Это объясняется тем, что полярные молекулы смол и асфальтенов, стремясь уйти в глубь раствора, должны еще совершить работу по преодолению сил диффузий, стремящихся уравнять концентрацию вещества во всех слоях углеводородной смеси.


Следовательно, здесь можно вести речь только об отрицательной адсорбции, т. е. уменьшении концентрации смолистых веществ на границе с газом, по сравнению с глубинными слоями раствора, не говоря уже об образовании «плотных газонепроницаемых», способных выдерживать значительные перепады давлений эластичных адсорбционных смолистых пленок. Иными словами, то, что справедливо для границы раздела нефть — вода, несправедливо для границы раздела нефть — газ, так как вещества, содержащиеся в нефти и проявляющие себя как поверхностно-активные на границе раздела с водой, могут оказаться поверхностно-инактивными на границе раздела с газом.

ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ   КРИСТАЛЛОВ     ПАРАФИНА С ПУЗЫРЬКАМИ   ПОПУТНОГО ГАЗА

Вторая точка зрения, связанная с исключительной ролью газовых пузырьков в динамике накопления смоло-парафиновых отложений, как уже отмечалось раньше, связана с признанием способности газовых пузырьков флотировать взвешенные в объеме нефти кристаллы парафина и их скопления и затем отдавать эти кристаллы стенкам промыслового оборудования, на которых они могут прочно закрепляться. В ряде случаев подчеркивалось , что кристаллы парафина возникают прежде всего именно на «оболочках» газовых пузырьков и только потом в других, подходящих для этих целей, местах. Следует отметить, что круг вопросов, посвященных возможности флотации кристаллов парафина пузырьками попутного газа как теоретически, так и экспериментально, достаточно полно не разработан. Поэтому, чтобы правильно и последовательно ответить на вопрос о возможности флотации газовыми пузырьками кристаллов парафина, необходимо остановиться на общих положениях теории флотации. Рассматривая этот исключительно интересный в приложении к добыче нефти вопрос, следует иметь в виду, что теория флотационных процессов всегда несколько отставала от практических достижений даже в горнорудной промышленности, в интересах которой она, в сущности, и развивалась. Прежде всего это связано с чрезвычайной сложностью комплекса явлений, обусловливающих захват пузырьком газа двигающегося в водной среде зерна минерала пли пустой породы.


Теория     и     практика     флотации     основаны     на     целом     ряде принципиальных положений, разработанных в основном отечественными учеными в последние десятилетия. Молекулярную     природу     твердых     тел     и     их     способность     к взаимодействию с водой характеризуют такие понятии, как гидрофобность и гидрофильность. Гидрофильные при одновременном контакте с иодом и неполярной жидкостью (углеводороды) избирательно смачиваются каплей воды. Последняя образует с их поверхностью краевые углы смачивания в пределах 90°>Q>0. Гидрофобные тела в тех же условиях избирательно смачиваются углеводородами, и капля воды с их поверхностью образует краевые углы смачивания 180>Q>90.

Физическая сущность гидрофобности состоит в том, что энергия взаимодействия молекул воды друг с другом оказывается выше, чем молекул воды с молекулами твердой поверхности, а гидрофильности, естественно, наоборот. Известно, что всякая дисперсная система термодинамически неустойчива и в соответствии с законами термодинамики стремится прийти в состояние с возможно меньшим уровнем свободной поверхностной энергии. При прохождении через суспензию жидкость-твердое тело каких-либо пузырьков газа это стремление будет проявляться в том, что частицы с высоким уровнем поверхностной энергии будут стремиться занять такое положение на поверхности газового пузырька, при котором граница раздела фаз вода — твердое тело будет минимальной.

В целом термодинамический процесс прилипания твердых частиц к газовым пузырькам оказывается возможным при соблюдении неравенства


где σт.г. σж.г. σт.ж.     поверхностное натяжение на границе раздела фаз твердое тело — газ; жидкость— газ; твердое тело — жидкость.

Зависимость флотационной способности пузырька от гидрофобности зерна минерала, размеров газового пузырька и площади (радиуса) их контакта выражается уравнением


борьба с парафинамисмачивания серы (80°), талька (70°), графита (60°), различных сульфидов (до 30—50°) обеспечивают их высокую флотационную активность, которую можно вести даже без применения специальных флотореагентов. Для окисленных черных руд углы смачивания намного ниже, и тогда при их обогащении используют реагенты, гидрофобизирующие поверхность флотируемых минералов.

борьба с парафинами



где ε и ε'—кривизны соприкасающихся поверхностей;


Термодинамическая теория рассматривает прилипание порошкообразных частиц к твердым подкладкам при выпуклой форме частиц как термодинамически равновесный и обратимый процесс. При этом сила прилипания N описывается формулой Б. В. Дерягина


где (σ12 — поверхностное натяжение на границе раздела частицы и поверхности, входящих в контакт; σ13 и σ23 — поверхностное натяжение на границах раздела частицы и поверхности с окружающей средой соответственно.

При прилипании сферы и плоскости


 

 

Где r – радиус сферической частицы.

Анализ формулы показывает, что сила взаимного слипания частиц или частицы с поверхностью будет тем больше, чем выше сродство поверхностей соприкасающихся пар и чем хуже смачиваются эти поверхности жидкой фазой - При этом можно вполне определенно полагать, что сила прилипания частиц к поверхности будет наибольшей при контакте гидрофобных частиц с гидрофобными поверхностями, а гидрофильных частиц — с гидрофильными поверхностями, так как при этом степень сродства взаимодействующих тел оказывается наибольшей.

При соприкосновении частиц к поверхности различной фильности прилипание может либо совсем отсутствовать, либо быть весьма незначительным. Так, например, исследованиями было установлено, что силы сцепления между стеклом и кристаллами парафина при росте кристаллов непосредственно на поверхности оказываются меньше, чем силы прилипания между парафином и сталью примерно в 2—3 раза и в 2,5 раза меньше, чем между полиэтиленом и парафином. На прилипание частиц и поверхности в большой степени влияет разделяющая их жидкая фаза. Так, слипание гидрофильных частиц и поверхности в масле усиливается, а в воде, наоборот, несколько ослабляется, что полностью отвечает смыслу приведенного выше уравнения Б. В. Дерягина. Аналогично этому слипание гидрофобных поверхностей в воде оказывается максимальным, но несколько ослабленным в масле. При контакте частиц и поверхности различной фильности по отношению к разделяющей их жидкой фазе силы прилипания также уменьшаются.

Для определения порядка сил адгезии и влияния на их уровень природы поверхности, времени контакта частиц с поверхностью и присутствия в дисперсионной среде асфальтово-смолистых веществ были проведены соответствующие исследования, существо которых состоит в следующем. Приготовленную заранее суспензию парафина в керосине помещали в камеру со смотровыми стеклами из органического или силикатного стекла (по выбору), на которые и осаждались кристаллы парафина из модели нефти. По достижении заданного промежутка времени взаимного контакта осевших кристаллов и поверхности камеру медленно поворачивали под все возрастающим углом к первоначальному (горизонтальному) положению. Одновременно с этим, наблюдая в микроскоп, фиксировали момент сдвига возникших за счет оседания кристаллов парафина отложений относительно поверхности испытывавшейся подложки и значение угла наклона ее плоскости.

В отличие от исследований по определению числа адгезии, выполнявшихся другими авторами с минеральными частицами, получаемого при подсчете числа оставшихся на поверхности частиц от общего их количества, мы здесь измеряли угол сдвига всего парафинового слоя сразу. Этот способ, как нам кажется, имеет определенные преимущества перед упоминавшейся выше методикой. Когда с поверхности, площадь которой известна, осуществляется адгезионный сдвиг целого слоя, а не отдельных частиц, мы получаем представление об интегралыюм значении сил сцепления между частицами и подстилающей их поверхностью, которое в большой мере учитывает различные случайности в расположении и закреплении частиц.

Кроме того, получаемые при этом данные более сравнимы с результатами исследований по оценке усилия сдвига парафиновых блоков, обычно приплавляемых к поверхностям, для определения абсолютного значения адгезии парафина к поверхности. Это позволяет сравнить уровни энергии сцепляемости кристаллов парафина с поверхностями в обоих случаях. Результаты исследований представлены графически на рис. 13 , из которого видно, что сила прилипания парафиновой взвеси к поверхности с увеличением времени контакта возрастает.

Очевидно, что в отличие от случаев прилипания минеральных частиц к каким-либо поверхностям, верхний предел значения адгезии кристаллов парафина с подложкой в зависимости от времени их взаимного контакта будет определяться значением сил адгезии, развиваемых при молекулярном контакте парафина с поверхностью, так как увеличение времени контакта при этом может привести к «приплавлению» частицы за счет процессов перекристаллизации. Характерно, что силы прилипания кристаллов парафина к поверхности оргстекла оказались большими, чем к стеклу. Это свидетельствует о том, что влияние природы подложки на сцепляемость с парафинами действительно проявляется довольно четко. Из графиков, представленных на рис. 13, видно, что добавление смолистых компонентов нефти в суспензию парафина приводит к ее стабилизации и уменьшению в связи с этим сил прилипания кристаллов как к силикатному, так и органическому стеклу.

Основной вывод, который можно сделать из результатов этих опытов, состоит не только в том, что на силу адгезии кристаллов парафина к поверхности существенно влияют природа этой поверхности, время взаимного контакта и присутствие асфальтово-смолистых веществ, но также и тот факт, что сила адгезии в этом случае соизмерима с весом

прилипаюших частиц.


 

1 — для органического стекла; 2 — для силикатного стекла: 3 — для стекла при добавлении в керосин смолистых компонентов нефти; 4 — для органического стекла при добавлении в керосин смолистых компонентов нефти.



Ищи здесь, есть все, ну или почти все