книги / Тепловая депарафинизация скважин
..pdfОксиэтилированные |
Сульфированные аддукты на основе, % |
Растворители, % |
Эффективность |
||||
спирты,% |
|||||||
|
|
|
|
ингибитора, % |
|||
ДТЭЭ |
ДДЭЭ |
сульфокислоты (СС) |
неонола-6 (СН-6) |
неонола-10 (СН-10) |
ББФ ЛПС Г1ПС |
||
|
|||||||
7 |
|
20 |
|
|
73 |
93 |
|
8 |
|
16 |
|
|
76 |
88 |
|
4 |
|
|
32 |
|
64 |
88 |
|
6 |
|
|
24 |
|
70 |
95 |
|
8 |
|
|
16 |
|
76 |
88 |
|
4 |
|
|
32 |
|
64 |
89 |
|
6 |
|
|
24 |
|
70 |
96 |
|
8 |
|
|
16 |
|
76 |
90 |
|
4 |
|
|
32 |
|
64 |
89 |
|
6 |
|
|
24 |
|
70 |
96 |
|
8 |
|
|
16 |
|
76 |
90 |
|
4 |
|
|
|
32 |
64 |
91 |
|
6 |
|
|
|
24 |
70 |
96 |
|
8 |
|
|
|
16 |
76 |
93 |
1.ДТЭЭ — додецил(тетрадецил)триэтиленгликолевый эфир;
2.ДДЭЭ — додецил(тетрадецил)декаэтиленгликолевый эфир;
3.СС — смесь моно-, ди-, триэтаноламинных солей нонил(додецил)бензолсульфокислоты;
4.СН-6 — смесь моно-, ди-, триэтаноламинных солей сульфированных неонолов АФд-6;
5.СН-10 — смесь моно-, ди-, триэтаноламинных солей сульфированных неонолов АФд-10;
6.ББФ — бутилбензольная фракция;
7.ЛПС — легкая пиролизная смола;
8.ППС — побочный продукт производства стирола.
I V 9V IQ
нические, карбоксиметилцеллюлозу и воду при следующих соотношениях
ингредиентов, масс. %: |
|
|
лигносульфонаты технические |
|
|
(в пересчете на сухое вещество) |
- 3 , 0 . . . 15,0, |
|
карбоксиметилцеллюлоза |
- |
12,5... 50,0, |
техническое моющее средство |
- |
30,0... 50,0, |
карбамид |
- 2 , 0 . . . 15,0, |
|
вода |
—остальное. |
Лигносульфонаты технические представляют собой смесь натриевых солей лигносульфоновых кислот, выпускаются промышленностью согласно ТУ 54-028-00279580-97 в жидком и порошкообразном состоянии:
— в жидком состоянии представляют собой вязкую жидкость темнокоричневого цвета с содержанием основного вещества не менее 48... 58%, с массовой долей сухих веществ 50%;
—в порошкообразном состоянии — мучнистый порошок от светложелтого до коричневого цвета с массовой долей сухих веществ не менее 92%.
Карбоксиметилцеллюлоза представляет собой натриевую соль целлю лозогликолевой кислоты, выпускается согласно ТУ 6-5540-90 в виде мел козернистого, порошкообразного, содержащего волокна материала от бе лого до кремового цвета с массовой долей основного вещества не ме нее 45%.
Техническое моющее средство представляет собой порошкообразное вещество от белого до бледно-серого цвета, включающее не менее 4,5% ПАВ, не менее 11% фосфорно-кислых солей и не менее 1,7% силиката на трия в пересчете на SiC>2, выпускается согласно ТУ 2499-019-04643756-96.
Кристаллический карбамид (мочевина) представляет собой порошок белого цвета с массовой долей азота не менее 46,2%, выпускается согласно ГОСТ 2081-92.
Твердый реагент [19] обладает комплексным действием и помимо от ложений АСПО предотвращает образование неорганических солей и кор розию оборудования.
Физические методы
Создание дополнительных центров кристаллизации. Успешное внедре ние в последние годы технологий, используемых для решения острых про блем, связанных с добычей нефти, и основанных на использовании магнит ного воздействия на промысловые среды [27, 28, 61], настоятельно требует рассмотрения механизма действия магнитной обработки и достигаемого эффекта.
Магнитную обработку парафиносодержащих нефтяных сред осуще ствляют при их прохождении через постоянное магнитное поле, создавае мое магнитным устройством.
Установка магнитного устройства в скважине производится:
—путем спуска устройства на скребковой проволоке при добыче нефти фонтанным способом и установками УЭЦН;
—путем включения устройства в колонну штанг или НКТ — для скважин, эксплуатируемых установками УСШН.
Масса большинства устройств составляет 3.. .15 кг, длина — 0,4.. .0,7 м. Типичная конструкция устройства (муфтовый вариант) для предотвра
щения АСПО представлена на рис. 1.15.
Механизм действия магнитного поля. Нефтеводогазовая смесь, по ступающая в скважину, содержит в своем составе примеси железа в типич ных концентрациях 10... 100 г/т. Эти примеси сформированы, в основном, в форме агрегатов ферромагнитных микрокристаллов железа (ФМЖ).
При прохождении нефтяного потока через область магнитного поля происходит разрушение агрегатов ФМЖ на отдельные субмикронные ча стицы длинной 0,3 ... 0,5 мкм, диаметром 0,03 ... 0,07 мкм и массой поряд ка 1 0 " 14 г, что связано с вращением частиц в магнитном поле, поступатель-
А
ант)
ным движением в направлении градиента магнитного поля и действием сил Лоренца [61]. Если учесть, что в каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч ферромагнитных микрочастиц, то становится понятным, что разрушение агрегатов приводит к резкому 1 0 0 ... 1000-крат ному увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов, на поверхности которых формируются пузырьки газа микронных размеров.
Поскольку скорость радиального перемещения включений пропорцио нальна их объему, то при увеличении количества центров кристаллизации в 10 0 раз во столько же раз уменьшится средний размер кристаллов па рафина и в 100 раз уменьшится скорость переноса парафинов к стенке трубопровода. В результате разрушения агрегатов кристаллы парафина вы
падают в виде тонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних раз меров выпавших совместно со смолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина, т. е. тоже в 100 раз.
Таким образом, защита нефтепромыслового оборудования от АСПО с помощью магнитных устройств [61] реализуется за счет: 1 ) разрушения агрегатов ФМЖ в постоянном магнитном поле; 2) мицеллообразования па рафина на ФМЖ, как на ядрах мицелл; 3) формирования на кристаллах парафина газовых микропузырьков, т. е. за счет формирования кристаллами ФМЖ центров мицеллообразования и флотации парафинов и адсорбиро ванных на них смол, асфальтенов, воды и тяжелых нефтяных фракций.
Разрушение кристаллической решетки парафинов. Предотвраще ние образования АСПО на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования может быть достигнуто принудительным электроискровым воздействием на кристаллическую решетку парафинов при обработке добы ваемых парафинистых нефтей [81]. Для этого в колонну НКТ выше интерва ла начала массовой кристаллизации парафинов устанавливают специальное устройство, предназначенное для электроискровой обработки добываемой нефти. В кассете устройства, содержащего гранулы графита, происходит принудительное перемешивание гранул графита и кристаллов парафина от носительно друг друга. При воздействии электрического тока возникает объемный пучок электроискровых зарядов, пронизывающий поток нефти и вызывающий изменение кристаллической решетки парафинов, в резуль тате чего и происходит улучшение реологических свойств нефти.
1.2.2. Удаление парафиновых отложений
Удаление АСПО может быть осуществлено самыми различными мето дами, среди которых выделяются:
1 . Тепловые — промывка скважинного оборудования горячей нефтью, со здание локального теплового потока с помощью глубинных электрона гревателей или высокочастотного электрического поля;
2.Химические —удаление растворителями и растворами ПАВ;
3.Физические —разрушение ультразвуковым воздействием;
4.Биологические — ликвидация с помощью аэробных и анаэробных бак терий.
Наиболее востребованными являются тепловые и химические методы удаления АСПО.
Тепловые методы удаления
Тепловые методы удаления АСПО в нефтепромысловой практике нахо дят достаточно широкое и устойчивое распространение. Существует значи тельное разнообразие способов их осуществления. Общим началом, опре деляющим и составляющим основу терминологии и сущности метода, яв ляется тепловая энергия, а вот способы её получения для каждого метода остаются различными. В связи с этим рассмотрение тепловых методов уда ления АСПО производится с учетом способов получения тепловой энергии.
Нагрев нефти на поверхности агрегатами АДП. Удаление АСПО горячей нефтью [75] является в настоящее время основным методом под держания в работоспособном состоянии эксплуатационного фонда скважин, подверженных отложению парафиновых образований. Теоретические осно вы метода подробно будут исследованы и описаны в последующих главах.
Использование глубинных электронагревателей. Удаление пара финовых отложений с использованием электронагревателей осуществля ют восходящим потоком горячей нефти, проходящей через стационарно установленное нагревательное устройство, и непосредственно создаваемым в зоне формирования АСПО плавающим тепловым полем теплоизлучателя, спускаемым на геофизическом кабеле, при его движении по колонне НКТ.
Классическая схема удаления АСПО с помощью проточных электрона гревательных устройств предусматривает установку их ниже зоны начала образования отложений и периодическое, через 15... 30 суток, включение
в работу на 4 . .. 10 часов, в зависимости от глубины и интенсивности запарафинивания НКТ [136].
Некоторые конструкции нагревателей [80] обеспечивают регулирова ние теплового режима скважины, достигаемого за счет привязки темпера туры нагрева извлекаемого флюида к температуре плавления выпадающего парафина.
Получение тепла за счет взаимодействия химических реагентов. Создание высокотемпературного теплового поля в зоне отложения АСПО достигают путем закачки в НКТ взаимодействующих с выделением теп ла компонентов. При этом предполагают, что в результате экзотермической реакции в полости НКТ обеспечивается создание температуры, превыша ющей температуру плавления самых тугоплавких составляющих парафи новых отложений. В качестве таких компонентов авторы [85] предлагают использовать водные растворы диэтиламина и соляной кислоты. При сме шении этих компонентов протекает экзотермическая химическая реакция с выделением значительного количества тепла
(CH3CH2)2NH 4- HCl -+ [(CH3CH2)2NH2]C1 + 2300 кДж/кг.
Диэтиламин (CH3CH2)2NH, выпускаемый согласно ТУ 6-09-68-79, представляет собой вязкую (1,25 мПа • с) растворимую в воде жидкость. Плотность 702 ... 706 кг/м3.
Обработку лифтовой колонны через затрубное пространство осуще ствляют чередующейся закачкой порций 85% водного раствора диэтила мина и 1 2 % соляной кислоты, при соотношении объемов диэтиламин — кислота равном 1 : 2 и суммарном объеме двух последовательных порций, равном половине объема затрубного пространства скважины.
Применение высокочастотного электромагнитного поля. Удаление АСПО может быть осуществлено высокочастотным электромагнитным по лем при разогреве материала трубы переменным магнитным полем, созда ваемым токами промышленной частоты [1 1 ].
Химические методы удаления
Использование растворителей. Применение растворителей для уда ления АСПО нашло довольно широкое распространение в нефтяной прак тике [1, 5, 6 , 10, 12, 13, 15, 16, 18, 77, 88 , 117, 137]. Из-за широкого спектра составов АСПО и условий эксплуатации скважин каждому конкретному случаю соответствует какой-либо растворитель, обеспечивающий достиже ние максимально возможного эффекта.
Разработан, например, состав [88], в котором в качестве углеводород ной основы используют ароматический растворитель, а в качестве ПАВ — сульфокислоты общей формулы R —SOnH, где п = 3 —4, a R = CmH(2m+i)
ИЛИ CmH(2m+l) - С6Н4, 771 = 12 - 14.
Состав существенно расширяет область применения растворителей за счет повышения растворяющей способности углеводородной основы в присутствии сульфокислот общей формулы R —SOnH и за счет дис пергирования отложений в объеме растворителя под действием ПАВ.
Сульфокислоты общей формулы R —SOnH соответствуют алкилсульфокислотам, алкиларилсульфокислотам и сульфоэфирам высших жирных кислот, являющихся полупродуктами в производстве моющих средств. В их состав входят, например, додецилсульфокислота, тетрадецилсульфокислота, тридецилбензолсульфокислота, додецилсульфат, тетрадецилсульфат.
Ароматический растворитель общей формулы (R'), (R"), (R'") -СбН „, где п = 3 —5, a R', R", R"' — одинаковые или различные радикалы Н, СНз, С2Н5 , С3Н7 , в своем составе содержит соединения на основе данных радикалов:
R' —R" —H, R"' = СН3 — метилбензол,
R' = R" = Н(С2Н5), R'" = С2Н5 — этилбензолы,
R' = R" = H, R'" = С3Н7 — изопропилбензол,
R7 = H, R" = СНз, R"' = С2Н5 —метилэтилбензол,
R; = СНз, R" = СНз, Rw = С2Н5 —1 ,2-диметил-4-этилбензол и другие.
Оценку эффективности очистки нефтепромыслового оборудования проводят по результатам определения растворяющей способности углево дородных растворителей, выражающейся в непосредственном растворении
идиспергировании асфальтосмолопарафиновых отложений.
Вкачестве ПАВ, способствующих увеличению растворяющей и дис пергирующей способности известных углеводородных растворителей, пред ложено использовать диспергаторы РТ-1, состоящие из сульфокислот общей формулы R —SOnH и ароматических растворителей. На их основе разра ботаны составы [88] и освоено промышленное производство нескольких типов растворителей серии РТ-1 У.
Вреагенте РТ-1У-1 в качестве ароматического растворителя использу ют легкую пиролизную смолу Казанского производственного объединения «Оргсинтез», содержащую, мае. %: бензол 27,4; толуол 13,9; ксилолы 17,8; этилбензол 2 ,0 ; изопропилбензол 1 ,8 ; стирол + кумол + псевдокумол 1 0 ,6 ; этилметилбензол 3,0; альфаметилстирол 1,6; рексан-гептан 5,3; изопарафи ны С7 —С9 8,3; нонан 7,3.
Вреагенте РТ-1У-2 в качестве ароматического растворителя исполь зуют побочный продукт производства стирола, содержащий, мае. %: толу ол 10... 15; этилбензолы 51 ... 64; изопропилбензол 8 ... 12; метилэтилбензол 3 . .. 4; 1,2-метил-4-этилбензол 2 ... 5 и др.
Таблица 1.12. Результаты лабораторных исследований растворяющей способности реагентов
Растворитель |
Убыль веса, % |
за счет |
Растворимость, г/л |
диспергирования |
растворения |
||
СНПХ-7Р-11 |
0 |
40,0 |
- |
Нестабильный бензин |
0 |
47,9 |
- |
Соляро-бензиновая смесь |
0,2 |
3,0 |
2,16 |
РТ-1У-1 |
28,6 |
49,7 |
75,8 |
РТ-1У-2 |
30,7 |
51,1 |
81,9 |
РТ-1У-3 |
26,4 |
47,4 |
73,6 |
В реагенте РТ-1У-3 в качестве ароматического растворителя использу ют бутилбензольную фракцию Казанского объединения «Оргсинтез», содер жащую, мае. %: бутилбензол 60... 75; изопропилбензол 9 . .. 15, полиалкилбензолы 10... 25; псевдокумол 8 ... 13 и др.
Результаты определения растворяющей способности некоторых про мышленно выпускаемых углеводородных растворителей и растворителей серии РТ-1У представлены в табл. 1.12. В качестве АСПО использованы отложения со скважины № 1553 Бегешкинского месторождения, имеющие состав, мае. %: асфальтены 30,26; смолы 9,44; парафины 31,64.
Диспергаторы серии РТ-1 в пресной воде не растворяются, однако об разуют стойкие эмульсии, не расслаивающиеся в течение длительного вре мени, табл. 1.13.
Водные эмульсии ПАВ рекомендуется использовать в качестве промы вочной жидкости, поскольку в результате воздействия эмульсии ПАВ на АСПО происходит их частичное растворение и диспергирование. Результа ты воздействия водной эмульсией на парафиновые отложения в статическом и в динамическом режиме представлены в табл. 1.14.
Таким образом, введение ПАВ в углеводородные растворители техно логически полезно и целесообразно, поскольку обеспечивает появление у них диспергирующих свойств и общее увеличение растворяющей способ ности самого углеводородного растворителя.
Физические методы удаления
Применение ультразвуковых преобразователей. В ламинарном по токе извлекаемой нефти скорость теплообмена соизмерима со скоростью самого потока, вследствие чего процесс его охлаждения, зарождаясь в при стенных слоях, захватывает и более глубинные слои нефти. Это состояние наглядно продемонстрировано на эпюрах скоростей в потоке, рис. 1.16. Вблизи стенок НКТ скорость нефти близка к нулю, а в середине потока она плавно достигает своего максимального значения (1). Виброактивация при граничных слоев [87] приводит к увеличению скорости их перемещения