На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


статья Применение растворителей и ингибиторов для предупреждения образований АСПО

Информация:

Тип работы: статья. Добавлен: 03.10.2012. Сдан: 2012. Страниц: 12. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


?Л. М. Оленев, Т. П. Миронов
ПРИМЕНЕНИЕ РАСТВОРИТЕЛЕЙ И ИНГИБИТОРОВ
ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЙ АСПО
 
ВВЕДЕНИЕ
Эффективная борьба с отложениями парафина и асфальтеносмолистых веществ остается той проблемой, которую нефтяникам приходится решать повседневно, так как процесс отложения их ухудшает технико-экономические показатели НГДУ: снижается межремонтный период работы скважин, увеличиваются потери нефти и энергопотребление, повышается аварийность на объектах, создаются условия для распространения замазученности территории промысла и др.
Имеющиеся в настоящее время средства предотвращения и борьбы с отложениями парафина позволяют успешно решать проблему применением комплекса способов по предупреждению и периодической очистке оборудования от отложений парафина.
На более ранней стадии развития нефтяной промышленности при сравнительно ограниченном числе разрабатываемых нефтяных месторождений усматривалась некоторая связь между содержанием парафина в нефти и интенсивностью отложения его в трубах и нефтепромысловом оборудовании.
Поэтому промысловые работники широко пользовались в практике этой "закономерностью" для прогнозирования возможных осложнений в добыче нефти из-за отложений парафина. Однако последующие исследования и наблюдения, проведенные по большому числу вновь введенных в разработку месторождений, показали что при прочих равных условиях прямой связи между содержанием парафина и интенсивностью его отложения нет.
Исследованиями БашНИПИнефти установлено, что отсутствие такой связи обусловлено прежде всего существенным различием состава твердых углеводородов  -  "парафина", а именно, различием соотношения ароматических, нафтеновых и метановых соединений в высокомолекулярной части углеводородов, которое при стандартных методах исследования нефти не определяется.
Дело в том, что исследования нефти на содержание асфальтенов, смол и парафина , как правило, проводятся по методу Гольда и Марнуссона, при котором твердые углеводороды (парафины) выделяются путем вымораживания их при температуре -20 °С из предварительно растворенного в дихлорэтане концентрата реасфальтированной пробы нефти. При этом выделяются все виды высокомолекулярных углеводородов - ароматические, метановые, нафтеновые и изосоединения, что работниками промыслов не учитывается при делении нефтей на парафинистые, слабопарафинистые и беспарафинистые.
Между тем исследованиями установлено, что именно такое различие в составе твердых углеводородов в основном и предопределяет особенность формирования парафиновых отложений.  Чем выше содержание углеводородов с разветвленной структурой - ароматических, нафтеновых и изо соединений, тем менее прочными оказываются парафиновые отложения, поскольку такого типа соединения обладают свойством удерживать кристаллическими образованиями жидкую массу, а углеводороды метанового ряда - собственно парафина, наоборот, легко выделяются из раствора с образованием плотных упаковок.
Отсюда ясно, что рыхлые и полужидкие кристалличпкис отложения сравнительно легко могут быть удалены естественным потоком жидкости в процессе эксплуатации скважин, не вызывая никаких осложнений в добыче нефти и, наоборот, плотные и прочные отложения, сформированные из метановых углеводородов в комплексе с ас-фальтосмолистыми веществами, создают серьезные осложнения, на ликвидацию которых затрачивается много средсти и труда [3].
Различие между парафиновыми отложениями и осадками заключается в условиях их формирования. Парафиновые отложения формируются в основном в процессе и за счет кристаллизации твердых углеводородов непосредственно на поверхности труб и оборудования по направлению теплопередачи и представляют собой более плотные образования.
Осадки формируются в основном на донноий части резервуаров, емкостей и по нижней образующей труб и трубопроводов, при малых скоростях потока, в результате седиментации (оседания) взвешенных в жидкости частиц смолопарафиновой массы и механических примесей. По составу отложения и осадки практически одинаковы.
В ходе исследований и наблюдений за работой скважин отмечено, что со временем смолопарафиновая масса уплотняется за счет процесса перекристаллизации парафинов. Поэтому на внутренней поверхности НКТ и манифольдов непосредственно у стенки прочность парафиновых отложений заметно выше. Свежие отложения парафиновой массы более рыхлые и легче удаляются потоком жидкости.
Аналогичные явления происходят и в донном осадке. Поэтому, с целью предотвращения более серьезных осложнений в добыче и сборе нефти необходимо при наличии осадка и отложений регулярно удалять, эту массу, не допуская ее уплотнения.
Необходимыми условиями формирования парафиновых отложений являются:
наличие в нефти высокомолекулярных соединений углеводородов и в первую очередь метанового ряда (парафинов);
снижение температуры потока до значений, при которых происходит выделение твердой фазы из нефти;
наличие подложки с пониженной температурой, на которой кристаллизуются высокомолекулярные углеводороды с достаточно прочным сцеплением их с поверхностью, исключающим возможность срыва отложений потоком газожидкостной смеси или нефти при заданном технологическом режиме.
Существует множество других факторов, способствующих или препятствующих интенсивному формированию парафиновых отложений, к наиболее существенным из которых могут быть отнесены:
скорость  потока.   Как  показали  исследования,   вначале интенсивность отложения растет с увеличением скорости за счет увеличения массопереноса, а затем снижается, поскольку возрастают касательные напряжения, превышающие прочность сцепления парафина с поверхностью оборудования;
газовый фактор и сам процесс выделения газа при снижении давления. С выделением и расширением газа понижается температура, а присутствие газа в потоке усиливает массообмен, в результате доля парафиновых углеводородов, кристаллизующихся на поверхности оборудования, существенно возрастает;
наличие механических примесей, являющихся активными центрами кристаллизации, может привести к уменьшению интенсивности отложения парафина за счет снижения состояния пересыщения нефти последним и увеличение его доли кристаллизации в объеме;
состояние поверхности оборудования (подложки) оказывает существенное влияние на прочность сцепления (адгезию) парафиновых отложений, в частности, полярность материала подложки и качество поверхности (гладкость). Чем выше значение полярности материала и ее гладкость, глянцевитость (чистота обработки), тем меньше адгезия а, следовательно, при меньших скоростях потока будут срываться парафиновые образования с таких поверхностей;
обводненность продукции скважины оказывает двоякое действие вначале при малом содержании воды в нефти и прочих равных условиях наблюдается некоторое повышение интенсивности отложений парафина, а затем с увеличением доли воды в потоке интенсивность снижается как за счет повышения температуры потока (теплоемкость воды в 1,6...1,8 раза больше нефти), так и за счет обращения фаз, при котором ухудшается контакт нефти с поверхностью оборудования.
Таким образом, механизм формирования парафиновых отложений можно представить из описанных выше условий, именно: формирование парафиновых отложений происходит в основном в результате выпадения (кристаллизации) из перенасыщенного раствора твердых углеводородов на охлажденной поверхности, иначе говоря отложения формируются при условиях фазового превращения.
Отложения могут формироваться не только из твердых углеводородов, но и из асфальтенов в случае их выпадения из раствора. В работе приведены основные типы растворителей и ингибиторов, физико-химические свойства их, механизм действия и технология применения при эксплуатации нефтяных месторождений.
СПОСОБЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА
При предупреждении отложений парафина достигается наиболее устойчивая и безаварийная работа нефтепромыслового оборудования, снижаются энергетические затраты на добычу и перекачку нефти, увеличивается межремонтный период работы скважин и оборудования, уменьшается загрязнение окружающей среды нефтепродуктами и т. д.
Поэтому при решении вопросов по борьбе с отложениями парафина в первую очередь необходимо рассмотреть возможность применения способов предупреждения [1]. К ним относятся:
1. Химический.
2. Применение защитных покрытий.
3. Подбор режима.
4. Подбор модификаторов и взвесей.
Химический способ
Химический способ предупреждения отложений парафина широко применяется в нашей стране и за рубежом. Для этой цели применяются различные ингибиторы, а также поверхностно активные вещества (ПАВ), которые по химическому строению делятся на 2 класса: ионогенные и неионогенные.
В свою очредь ионогенные ПАВ в зависимости от того, какими ионами обусловлен их механизм действия  -  катионами или анионами, разделяются на анионоактивные и катионоактивныс.
Анионоактивные вещества при растворении в воде диссоциируют на два иона  -  положительно заряженный катион и отрицательно заряженный анион. Последний является носителем поверхностно-активных свойств.
Катионоактивные вещества при растворении в воде также диссоциируют на катионы и анионы, но поверхностной активностью характеризуются положительно заряженные ионы-катионы.
Неионогенные ПАВ не диссоциируются в водных растворах. Полярные группы в их молекулах состоят из полиоксиэтиленовых цепей, соединенных с углеводородными частями молекул (например ОП-7, ОП-10, ОП- 4 ит.д.).
Исследованиями БашНИПИнефти установлено, что адсорбция ПАВ на твердой поверхности всегда вызывает улучшение избирательного смачивания той жидкостью, из которой происходит адсорбция. Поэтому для предотвращения отложений парафина необходимо применять катионные или водорастворимые неионогенные препараты.
При использовании антикоррозионной защиты нефтепромыслового оборудования было отмечено, что ингибиторы коррозии в ряде случаев замедляют процесс парафинизации. Это способствовало развитию нового направления  -  разработке специальных смачивающих агентов, механизм действия которых заключается в создании на поверхности металлов  пленки  гидрофильного характера,  препятствующей прилипанию кристаллов парафина. Ингибиторы парафина этого класса не дают никакого эффекта, если отложения парафина предварительно не удалены. Поэтому до обработки поверхности труб ингибитором необходимо полностью очистить трубы от остатков парафина и нефтепродуктов.
Для предупреждения отложений парафина также применяются так называемые депрессаторы  -  химические соединения, понижающие температуру застывания парафинистых нефтепродуктов. Механизм действия депрессаторных присадок определяется их способностью адсорбироваться на возникающих из раствора кристаллах парафина и препятствовать образованию плотной кристаллической решетки.
Химреагенты-ингибиторы асфальтосмолистых
парафиновых отложении (АСПО)
Каждое месторождение имеет отличные от других месторождений состав и свойства нефтей и пластовых флюидов. Даже в пределах одного месторождения, в зависимости от того, где расположена скважина  -  в центре или на периферии  -  состав и свойства нефтей могут значительно отличаться в продукции отдельных скважин. В маломощных пластах, расположенных в водонефтяной зоне, нефть более окисленная, с большим содержанием АСПО, большей вязкостью и меньшим газовым фактором. Поэтому в целях предупреждения АСПО необходимо подбирать соответствующий ингибитор для каждого месторождения. Выбор соответствующего ингибитора производят на основании лабораторных и промысловых испытаний. Кроме того, для каждого ингибитора определяют величину его дозировки на 1 т добываемой нефти. Величина дозировки в свою очередь зависит от способа подачи ингибитора в продукцию скважин. Большинство применяемых ингибиторов в зависимости от свойств и состава нефти, от способа подачи дозируются в пределах 50...250 г/т нефти.
Химреагенты, используемые в качестве ингибиторов парафиноотложений, включают продукты целевого назначения. Такими химреагентами являются: ИКБ-4В, ИКБ-2 (композиции на их основе РБИ-1, РБИ-2), полиакриламид, полиамфолит СПА, полиизобутилен и др. Незначительное использование отечественных химреагентов обусловлено отсутствием промышленного производства большинства указанных реагентов и продуктов с целевым назначением как ингибиторов парафиноотложений. Кроме этого, для предотвращения АСПО в отрасли применяют детергенты-удалители и углеводородные растворители.
Отечественные ингибиторы. В настоящее время широкое распространение находят ингибиторы АСПО, разработанные НПО Союзнефтепромхим [1, 8, 10 ]. Ниже приводятся свойства некоторых из них.
СНПХ-7212. Жидкость светло-желтого цвета со специфическим запахом. Плотность при 20 °С составляет 0,95...0,96 г/см3. Вязкость при 20 °С - 3 мПа-с. Температура застывания - 60 °С. По пожароопасности реагент относится к группе ЛВЖ 3-го разряда. Температура вспышки 42 °С, самовоспламенения - 442 °С (ТУ 39 - 576565 - 7 - 025 -  84).
СНПХ-7214. Представляет собой оксиалкилированные алкилфенолы с различными добавками в растворителе Нефрас Ар 120/200. Предназначен для предотвращения АСПО в подземном оборудовании и трубопроводах, хорошо растворяется в нефти. Плотность 0,95...0,96 г/см3. Вязкость при 20 °С  -  3,2 мПа-с. Температура застывания - 60 °С. По пожароопасности относится к группе легковоспламеняющихся жидкостей ЛВЖ 3-го разряда.
СНПХ-7215 М представляет собой оксиалкилированные алкилфенолы в ароматическом растворителе с азотосодержащей добавкой. Прозрачная жидкость от светло-желтого до светло-коричневого цвета. Растворяется в нефти, в воде диспергирует. Плотность 0,957 г/см3. Температура застывания - 40°С. Легковоспламеняющаяся. Температура вспышки 49 °С, самовоспламенения  - 411 °С.
СНПХ-7401 представляет собой ингибитор, содержащий блоксополимер окисей этилена и пропилена в ароматическом растворителе с добавкой фосфата. Хорошо растворяется в нефти, в воде эмульгирует. Плотность при 20 °С  -  0,956 г/см3. Температура застывания - 40°С. Вязкость 61 мПа-с. По пожароопасности  -  ЛВЖ 3-го разряда. Температура вспышки 50 °С, самовоспламенения  -  398 °С.
Кроме указанных реагентов хорошо зарекомендовали себя отечественные многофункциональные реагенты МЛ-72, МЛ-80. Они применяются одновременно как удалители АСПО, ингибиторы АСПО, деэмульгаторы стойких эмульсий, а также при обработке призабойных зон скважин для удаления асфальтосмолистых и парафинистых веществ. Эти реагенты растворяются в пресной воде. Недостатком их является нетехнологичность применения в зимнее время из-за сравнительно высокой температуры застывания.
Хорошими ингибирующими свойствми обладают также деэмульгаторы дисольван-4411, прогалит. Подача их в затрубное пространство скважин разрушает эмульсию, защищает от АСПО и увеличивает КПД глубинных насосов.
От отложений парафина хорошо защищает также ИНПАР-1 и ингибитор коррозии ИКБ-4В. Последний применяют в виде раствора в керосине или толуоле.
Зарубежные ингибиторы. Изучение основных физико-химических и технологических свойств, а также лабораторные и опытно-промышленные испытания дают представление о зарубежных ингибиторах АСПО [1 ].
В 80-е г закуплены ингибитоы ХТ-48, VY-3827, VY-3830, RP-969 фирмы "Петролайт" (США), которые прошли испытания в объединениях Башнефть и Мангышлакнефть.
Ингибитор   ХТ-48   является   смесью   оксиэтилированных, оксипропилированных алкидфенолов и высших аминов в ароматическом растворителе. Реагент растворим в ароматических углеводородах, нефти; не растворим, но хорошо диспергируется в воде. По внешнему виду это светло-коричневая маслянистая жидкость с незначительным запахом. Плотность продукта при темпецатуре 15 °С составляет 0,925...0,930 г/см3 , условная вязкость 25 мм2/с при 21 °С. Температура начала кипения 160 °С, вспышки 32 °С, застывания - 40°С. Лабораторная оценка эффективности показала возможность широкого применения ингибитора. Дозировка ингибитора в нефть  -  0,005...0,025 %.
В опытно-промышленных условиях были изучены различные технологии применения ингибитора ХТ-48:
?       частичное и полное заполнение реагентом затрубного пространства,
?       полное смешение реагента с нефтью и заполнение затрубного пространства,
?       задавка в пласт, задавка в пласт с нефтью,
?       периодическое удаление парафиноотложений 0,5-2%-м раствором реагента в воде или нефти,
?       периодическая закачка ингибитора через 3 мес, 1 мес, 14 сут, 7 сут, 2...3 сут,
?       ежедневная заливка в затрубное пространство с помощью дозаторов типа "метанольницы",
?       подача ударной дозы на чистое оборудование с выдержкой 8...24 ч, подача ударной дозы 3...5 сут,
?       непрерывная подача в затрубное пространство с помощью наземного дозировочного насоса,
?       непрерывная подача с помощью глубинного забойного дозатора.
Наиболее эффективна технология непрерывной подачи ингибитора с помощью наземного дозировочного насоса через затрубное пространство в нефть с периодической очисткой оборудования от парафиноотложений углеводородными растворителями.
Применение ингибитора ХТ-48 позволило увеличить межочистной период работы скважин в 2...3 раза. Промышленное применение ингибитор ХТ-48 получил в объединениях: Башнефть, Пермнефть, Коминефть, Оренбургнефть, Туркменнефть, Нижневартовскнефтегаз, Сургутнефтегаз, Ноябрьскнефтегаз, Красноленинскнефтегаз.
Однако на некоторых месторождениях при использовании ингибитора ХТ-48 получены отрицательные результаты.
В 1980 - 1986 гг. были закуплены ингибиторы ХТ-54, ХТ-65 фирмы "Петролайт" (США), Виско-4700, Виско-914 фирмы "Налко" (США), Дауфакс-9 № 10 фирмы "Дау Кемикл" (США). Ингибитор ХТ-54 был испытан в производственных объединениях: Мангышлакнефть, Удмуртнефть, Коминефть. Эффективность ингибитора ХТ-54 выше, чем ХТ-48. Ингибиторы Виско-914, Виско-4700, Дауфакс-9 № 10 и ХТ-65 были испытаны на Краснохолмской группе месторождений ПО Башнефть. Эффективность ингибиторов та же, что и ХТ-48 или ХТ-54.
По химическому составу ингибитор ХТ-54 представляет собой сложную смесь оксиалкилированных алколфенолов, высших аминов, сульфоксидов в ароматическом растворителе. Плотность продукта 0,92...1,02 г/см3 при 15 °С, температура начала кипения  -  160 °С, вспышки  -  38 °С, застывания минус 40 °С. Ингибитор ХТ-54 используют по технологии, что и ХТ-48. В отличие от ХТ-48 ингибитор ХТ-54 обеспечивает эффективность применения на нефтях с повышенным содержанием смол (например, Чутского, Западно-Тобукского месторождений и др.).
Лабораторные исследования по оценке эффективности ингибиторов приведенных марок выявили, что зарубежные и отечественные реагенты разделяются по химической природе и характеру взаимодействия с парафиноотложениями на следующие группы:
?       реагенты (включая ингибиторы ХТ-48, ХТ-54, ХТ-61, ХТ65, Кор-рексит-7815, Коррексит-7826, Коррексит-7833, Антипар S-30, Антипар Д-10, Пластол РL-11, Пластол РL-12 (СФРЮ), содержащие в основном неионогенные, а также катионные и анионные ПАВ, обладающие высокими отмывающими свойствами по отношению к нефтям и парафиноотложениям и диспергирующими свойствами по отношению к парафиноотложениям,
?       реагенты С4160, С4117 фирмы "Иточу" (Япония) - сополимеры непредельных сложных эфиров, аналогичные отечественному ВЭС-501, обладающие депрессорными свойствами (температура застывания нефтей понижается на 10... 30 °С),
?       реагенты Но1 Е-2846-I, Но1 Е-2846-II фирмы "Хехст" (ФРГ), предотвращающие отложения парафина и обладающие (подобно полиакриламиду) высокими адгезионными свойствами к металлу,
?       реагенты МЕN-204, МЕN-234, МЕN -260, МЕN-261, МЕN-262 фирмы "Петролайт" (США), Виско 914, Виско-4700, Коррексит-7831, Антипар РL-282, Антипар КS-282, содержащие в основном углеводородные растворители (более 95 %), а также добавки высокомолекулярных соединений, обладающие смешанным невыраженным действием: диспергирующе-смачивающим, моюще-смачивающим, диспергирующе-депрессорным и другим, аналогичным реагентам типа ИКБ и ИП [1 - 6].
Разработанные отечественные ингибиторы парафиноотложений типа СНПХ-7000 позволили сократить объемы закупок зарубежных ингибиторов парафиноотложений: Антипар S-30, Пластол РL-11, Кор-рексит-7815, Коррексит-7833.
Детергенты-удалители. Водорастворимые поверхностно-активные вещества (ПАВ) в виде 0,5-5%-х растворов в воде применяются на промыслах в качестве удалителей парафиноотложений. Первоначально в отрасли использовались оксиэтиленовые алкилфенолы ОП-10 и ОП-7 [7 ], натриевые соли сульфированного алкилфенола (сульфонол НП-1, НП-2, НП-З), деэмульгатор дисольван-4411 и др.
На основе ОП-10 разработаны композиционные составы: термос 1, термос 2, РБД-З, РБД-4, РБД-5, применяемые в ПО Башнефть [2,8 ].
Широко распространены в объединениях отрасли композиционные реагенты МЛ-72, МЛ-80, разработанные Институтом океанологии им. П. П. Ширшова на основе сульфонолов и оксиалкилированных ПАВ [9]. Углеводородные растворители, применяемые в отрасли, являются смесью ароматических, парафиновых и нафтеновых углеводородов [10].
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ
ИНГИБИТОРОВ ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЙ
Ингибиторная защита является одним из методов борьбы с парафиноотложениями. В основу применения и разработки ингибиторов парафиноотложений положены физико-химические свойства асфальтосмолопарафиновых отложений, механизм действия химреагентов, а также соответстующие им лабораторные методы оценки, промысловые условия и критерии определения эффективности ингибиторов [ 1 ].
Физико-химические    свойства,    термодинамические    и гидродинамические условия осаждения асфальтосмолопарафиновых веществ. Парафиновые (асфальтосмолопарафиновые) отложения представляют собой сложную смесь высокомолекулярных углеводородных соединений, содержащих алканы-парафины, смолы, асфальтены, масла, и неорганических включений (песка, глины, солей, воды). Асфальтосмолопарафиновые отложения в скважинах и системах сбора нефти содержат: парафин 12...86 %, смолы  -  0,8...20 %, асфальтены 0,3...45 °/о, масла  -  6,3...50 %, неорганические включения 0...37 % . Температура плавления таких парафиноотложений изменяется от 25 °С до 150 °С.
Асфальтосмолопарафиновые вещества растворяются в нефти при температуре выше температуры перехода их из твердого состояния в жидкое и при низкой температуре выпадают из нефти. При температуре ниже 10 °С происходит полное выпадение парафина из нефти.
Растворимость парафина зависит от температуры плавления парафина, теплоты растворения и температуры среды. Первые два фактора практически постоянные величины. Переменной, т. е. определяющей растворимость парафина величиной, является температура нефти.
При незначительном понижении температуры относительно температуры плавления резко снижается растворимость, что приводит к переходу парафина в твердую фазу.
Понижение температуры нефти при движении ее вверх по лифту скважины зависит от теплопередачи через стенки труб. Последние являются важным фактором в механизме формирования центров выпадения парафина, так как на их поверхности происходит переохлаждение нефти. В связи с тем, что теплоизоляция лифтовых труб практически не осуществляется, понижение температуры нефти при её подъеме и выпадение твердой фазы неизбежны.
На выпадение парафина из нефти оказывает влияние понижение пластового давления на поверхности до атмосферного. При понижении давления  в  пласте  до  давления  насыщения  температура кристаллизации парафина понижается на 1...2 °С, что свидетельствует о повышении растворяющей способности нефти. При разгазировании нефти температура начала кристаллизации парафина повышается, что указывает на уменьшение растворяющей способности нефти в зависимости от дегазирования легких углеводородов С1 - С2, а затем С3-С5.
Понижение температуры, а также разгазирование приводит к перенасыщенности нефти парафином, что обусловливает образование зародышей, рост и агломерацию его кристаллов.
Состав, а также содержание жидкой и твердой фаз оказывают существенное влияние на выделение и осаждение парафина. С облегчением фракционного состава и увеличением содержания ароматических углеводородов растворяющая способность нефти по отношению к парафину возрастает. С утяжелением нефти повышается содержание в ней твердых углеводородов, как кристаллических (алка-нов, нафтенов, асфальтенов), так и аморфных (смол, масел). Молекулярное взаимодействие асфальтосмолопарафиновых веществ при переходе их из жидкого состояния в твердое приводит к образованию сложной аморфно-кристаллической структуры твердых углеводородов в нефти.
В кристаллическом состоянии алкановые (парафиновые) углеводороды обладают полиморфностью (переходят из гексагональной структуры в ромбическую), определяемой как молекулярной массой, так и температурой застывания. Температура перехода парафина из гексагональной формы в ромбическую 30...33 °С, что соответствует температуре кристаллизации парафиновых углеводородов в нефти. Парафины гексагональной формы отличаются мягкой, пластичной консистенцией, что способствует слипанию кристаллов. С переходом в ромбическую форму кристаллы парафина становятся твердыми и хрупкими.
Смолы представляют собой полициклические соединения, молекулы которых, кроме углерода и водорода, содержат атомы кислорода, серы, азота. В нефти такие соединения обладают коллоидными свойствами и оказывают влияние на начало кристаллизации и рост кристаллов парафина. Так, при концентрации смол 4 % температура застывания нефти понижается на 2 °С.
Асфальтены имеют большую молекулярную массу, коллоидную или твердую консистенцию. Как поверхностно-активные вещества асфальтены в 8 раз активнее смол. Эффективная концентрация асфальтенов, влияющая на кристаллизацию парафина, составляет 0,5 %.
Наличие в нефти частиц песка, глины и других механических примесей способствует связыванию мягких кристаллов парафина, а также асфальтенов и смол в агломераты и их осаждению на стенках оборудования.
Вода, содержащаяся в нефти в растворенном состоянии, понижает растворимость парафина и повышает температуру начала его осаждения. Присутствие в нефти нерастворенной воды (в виде тонкой эмульсии) оказывает на парафин действие, аналогичное механической примеси, а также повышает вязкость нефти. В условиях инверсии фаз (при содержании в нефти около 60 % воды), когда вода становится сплошной фазой, она становится по отношению к парафиноотложениям отмывающим агентом.
Добываемая нефть является многофазной системой и содержит газ, жидкость (нефть  -  воду) и твердую фазу (парафин). Периодическое воздействие отдельных фаз на стенки оборудования (например, в затрубье скважин) приводит к интенсивному отложению парафина, что обусловлено местным перенасыщением нефти.
Отложение парафина в призабойной зоне связано с разгазированием нефти, а в местах застоя или емкостях  -  с отстоем дисперсной фазы.
По высоте лифта и сечению труб происходит относительное разделение асфальтосмолопарафиновых отложений, так что с удаленем от забоя и стенок труб содержание асфальтенов и смол преимущественно уменьшается, а парафина  -  увеличивается.
Из гидродинамических факторов большое влияние на отложение парафина оказывает скорость потока и качество поверхности труб.
С повышением скорости потока скорость отложения парафина сначала возрастает, а затем снижается. Установлено, что максимум отложений парафина соответствует переходному режиму течения от ламинарного к турбулентному. При турбулентном режиме течения увеличение скорости уменьшает сцепления частиц с поверхностью труб, так как возрастает роль смыва.
При замене металлических труб на пластмассовые, а также при использовании бакелито-эпоксидных, стеклянных или эмаленовых покрытий отложение парафина уменьшается.
Переменным параметром, определяющим прочность сцепления парафина со стенками труб, является коэффициент гидравлического сопротивления, который зависит от материала труб (или их облицовки), состава нефти и их взаимодействия, обусловливающего скольжение потока по лифту.
Кроме того, на процесс отложения парафина влияют вязкость нефти, воздействие электромагнитного поля и ультразвука.
Таким образом, формирование отложений парафина связано с пересыщением нефти парафином при ее охлаждении на поверхности оборудования или объеме, разгазированием или периодической смачиваемостью стенок жидкой, твердой и газообразной фазами, а также прилипанием дисперсии парафина при соприкосновении со стенками или отстоем дисперсии при длительном воздействии гравитационных сил.
Практика показывает, что для предотвращения отложения парафина при добыче, хранении и транспорте нефти применяются:
теплоизоляция трубопроводов;
подогрев нефти;
поддержание пластового давления выше давления начала разгазирования;
добыча нефти в устойчивом турбулентном режиме;
повышение растворяющей способности нефти за счет использования нефтяных растворителей;
эффективные покрытия;
электромагнитное поле или ультразвук;
перемешивание нефти в емкостях;
ингибиторы парафиноотложений.
Каждый способ предотвращения отложений парафина в процессе добычи нефти имеет свою область эффективного применения.
Ингибиторная защита отличается технологической эффективностью,   во  многом  не  зависящей  от  геолого-физических, гидродинамических и термодинамических условий добычи нефти (при подаче ингибитора перед началом кристаллизации парафина).
МЕХАНИЗМ ДЕЙСТВИЯ ИНГИБИТОРОВ ПАРАФИНООТЛОЖЕНИИ
И ТЕХНОЛОГИЯ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ
В качестве углеводородных растворителей рассмотрены парафино-нафтеноароматические углеводороды и другие соединения [10 ].
Различие химической природы веществ обусловливает неодинаковый механизм их действия при предотвращении отложений парафина из нефти на стенки нефтепромыслового оборудования. Межмолекулярные силы химических соединений складываются из атомных Ван-дер-Ваальсовых сил и полярных ориентационных, индукционных сил, а также водородных связей. Это обеспечивает неодинаковое влияние эффективных реагентов на поверхности раздела существующих и возникающих в нефти фаз: парафин - нефть, нефть - вода, парафин - стенки оборудования, нефть - стенки оборудования и т. д. Применение ингибиторов приводит к уменьшению адсорбции асфальтосмоло-парафиновых веществ на стенках оборудования; формированию модифицированных (несвязанных) структур парафина, смол иасфаль-тенов; увеличению моющих свойств нефтеводяного потока по отношению к асфальтосмолопарафиновым и тем самым предотвращению отложений парафина в нефтепромысловом оборудовании.
Химические соединения и химреагенты, используемые в качестве ингибиторов парафиноотложений, по механизму действия можно разделить на группы:
адгезионного (смачивающего, гидрофилизирующего, покрывающего) действия [12];
модифицирующего (депрессорного) действия [13]; моющего (комплексного, многофазного детергентного действия) [141.
Основу ингибиторов адгезионного действия составляют: полиакриламид, силикаты, высокомолекулярные амфолиты, водорастворимые высокомолекулярные органические амины, пиридиновые основания сульфаты, сульфонолы, фосфаты. К ним относятся реагенты: полиакриламид, полиамфолит СПА, Е2846-1, Е2846-11, РБИ-1, РБИ-2, ИКБ-1, ИКБ-2 и др. [15].
Ингибитор модифицирующего действия состоит в основном из сополимеров этилена с непредельными сложными эфирами (винилаце-татом, акриловой, метакриловой кислотами, малеиновым ангидридом и т. д.), нефтерастворимых полимеров (полипропилена, полиэтилена, полиизобутилена и т. д.). К ним относятся реагенты: ДН-1, ВЭС-501, Азо-лят-7, полиизобутилен КП-10, С4160, С4117 идр.
Ингибиторы моющего действия включают в основном нефте-маслораст-воримые неиногенные, катионные и анионные ПАВ: оксиалкилированные алкифенолы, спирт, амины и др. К ним относятся реагенты, ХТ-48, ХТ-54, ХТ-65, Коррексит-7815, Коррексит-7826, Коррексит-7833, Антипар 5-30.,
15
Антипар Д-10, Пластол РL-11, Пластол РL-12, ИПС-1, ИПС-2 и ингибиторы парафиноотложений типа СНПХ-7000. Типичными представителями этих групп ингибиторов являются полиакриламид, ВЭС-501, ХТ-48.
К ингибиторам третьей труппы примыкают детергенты-удалители парафиноотложений, отличающиеся от входящих в первые две группы во-дорастворимостью ОП-10, термос-2, РБД-З, РБД-4, РБД-5.
В качестве детергентов-удалитеяей широко используются водорастворимые реагенты первой группы: органические сульфоналы, сульфаты, фосфаты и их смеси с водорастворимыми неионогенными ПАВ, МЛ-72, МЛ-70, а также полиакриламид. Применение перечисленных реагентов обусловлено их высокой смачивающей способностью и диспергирующим действием по отношению к парафиноотложениям [1]. Типичным представителем детергентов-удалителей, по механизму действия аналогичных ингибиторам первой группы, является МЛ-72. В качестве высокоэффективных растворителей-удалителей или детергентов-растворителей используются парафиноароматические углеводороды Сб - С20 с добавкой реагентов-ингибиторов второй и третьей группы. К ним относятся: Виско-914, Виско-4700, МЕN-234, МЕN-240, МЕN 261, МЕN-262, Антипар РL-282, Антипар КS-2, Антипар SR-282.
Механизм действия ингибиторов адсорбционного действия заключается в гидрофилизации металлической поверхности нефтепромыслового оборудования (труб) полимерным высокомолекулярным полярным адсорбционным слоем. Этот слой является как бы смазкой для неполярной парафиносодержащей нефтяной фазы, обеспечивающей сокращение отложений на поверхности оборудования.
Ингибиторы модернизирующего действия изменяют кристаллическую структуру парафинов в момент возникновения твердой фазы. В результате образуются дендритные недоразвитые кристаллы парафина, структурно не соединенные друг с другом в аморфной нафтеноароматической вязкоупру-гой наименее застывающей жидкой фазе нефти. Вязкоупругая незастывающая фаза нефти является средой, препятствующей осаждению парафина на стенки оборудования.
Действие ингибиторов моющего типа заключается в следующем: ингибитор растворяется в нефти непосредственно или через контакт фаз вода - ингибитор - нефть;
алкановые блоки ПАВ внедряются в парафиноотложения в момент фазового перехода в твердое состояние и сокристаллизуются с ними;
гидрофильные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в воде, стенках оборудования;
гидрофобные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в нефти;
полярные анионовые и катионовые группы ПАВ воздействуют на зарождение, рост кристаллов и величину частиц дисперсии ас-фальтосмолопарафиновых отложений;
ингибиторы непрочно адсорбируются на металле и легко смываются потоком пластовой воды или нефти;
двигаясь с потоком продукции скважин, ингибиторы поддерживают парафиноотложения в мелкодисперсном состоянии, обеспечивая отмыв зародышей кристаллов со стенок нефтепромыслового оборудования. Действие детергентов-удалителей парафиноотложений заключается в следующем. При температуре плавления асфальтосмолопа-рафиновых отложений (50...80 °С) ПАВ способствует отмыву, диспергированию, а также предотвращает повторное отложение парафина при охлаждении нефтяного потока.
В основе технологии применения ингибиторов адсорбционного действия лежит периодическая обработка нефтепромыслового оборудования водным раствором реагента с последующим осаждением его на трубах в течение определенного времени.
Технология имеет ряд недостатков: периодические остановки (простой скважин), смыв слоя со стенок водонефтяным потоком, ограничение эффективной защиты участком обработки, загрязнение оборудования реагентом.
Технология   применения   ингибиторов   модифицирующего действия основана на понижении температуры застывания и улучшении реологических свойств нефти. Процесс осуществляется при условии непрерывной подачи реагента в нефть при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина.
Технология использования ингибиторов моющего действия предусматривает диспергирование и отмыв зародышей кристаллов, образующихся как в объеме, так и на стенках оборудования при условии непрерывной подачи реагента в нефть при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина.
В основе технологии применения детергентов-удалителей лежит диспергирующее, моющее, эмульгирующее, деэмульгирующее, пенообразующее действие реагента, водный раствор используют при температуре плавления асфальтосмолопарафиновых отложений, периодически обрабатывая нефтепромысловое оборудование.
Технология применения детергентов-растворителей основана на растворении и диспергировании парафиноотложений при температуре ниже температуры плавления парафиновых отложений. Детергенты-растворители   используют   для   периодических   обработок парафинизирующего оборудования.
 
ИНГИБИТОРЫ ПАРАФИНООТЛОЖЕНИЙ ТИПА СНПХ-7000
В основу разработки ингибиторов парафиноотложений положен опыт разработки реагентов побочного назначения отечественными и зарубежными исследователями.
Изучение моющих поверхностно-активных веществ и первые опыты применения зарубежных ингибиторов фирмы "Петролайт" показали целесообразность создания на базе отечественного сырья и технологических мощностей новых эффективных ингибиторов парафиноот-ложений моющего действия, их внедрение по реальной технологии.
При разработке отечественных ингибиторов парафиноотложений была принята технология получения состава реагентов с низкой температурой застывания путем смешения вязкой активной основы (1] = 300...500 мм/с при 20 °С) с маловязкими (^ = 2...20 мм /с) нефтяными растворителями. Что позволило использовать простой и эффективный способ приготовления товарных форм сначала на временных установках смешения, а затем на опытно-промышленной установке получения ингибиторов парафиноотложения.
В 1979 - 1988 гг. разработан ассортимент отечественных ингибиторов парафиноотложений типа СНПХ-7000 (включая выпуск и испытание опытных партий).
Ведомственной комиссии (ВК) сданы следующие марки ингибиторов СНПХ-7212, СНПХ-7214Р, СНПХ-7215, СНПХ-7401, СНПХ-7401М, СНПХ-7410, которые применяются в промышленности.
Ассортимет ингибиторов перспективных, отвечающих наиболее высоким требованиям эффективности и конкурентоспособности, включает следующие промышленноосвенные марки: СНПХ-7212, СНПХ-7214, СНПХ-7215, СНПХ-7401М.
Разработанные ингибиторы типа СНПХ-7000 относятся к ингибиторам парафиноотложений моющего (детергентного) действия.
Как показывают исследования, наилучшими условиями применения ингибиторов типа СНПХ-7000 является непрерывная дозировка реагентов в нефть (50... 100 г на 1 т нефти). Возможна периодическая (приравненная к непрерывной) дозировка через 2...3 сут и более при дозировке 100...250 г на 1 т нефти. Рациональная периодичность подачи ингибиторов типа СНПХ-7000 связана с уровнем жидкости в затрубном пространстве скважин. При повышении уровня жидкости в затрубном пространстве возможно увеличение периода между дозировками.
По химическому составу ингибиторы типа СНПХ-7000 представляют собой сложную смесь неионогенных катионных, анионных или ам-фолитных ПАВ с ароматическим растворителем.
Более удобная классификация разработанных марок ингибиторов парафиноотложений СНПХ-7000 по области их применения.
Как показали исследования, эффективная область применения ингибиторов типа СНПХ-7000 по маркам связана (коррелируется) с некоторыми свойствами добываемых нефтей, в частности с соотношением содержания в нефтях парафина, смол и асфальтенов.
Классификация ингибиторов парафиноотложений типа СНПХ-7000 по назначению на основе корреляции их эффективности с соотношением содержания в нефтях парафина, смол и асфальтенов приведена в табл. 1
Приведенная классификация позволяет выбрать марку ингибитора и произвести замену марки на другую в условиях дефицита или отсутствия исходного сырья [ 16 1.
Ингибиторы СНПХ-7000 представляют собой жидкость светло-желтого или коричневого цвета. Ингибитор СНПХ-7410 с температурой вспышки -2 °С рекомендуется применять только в северных районах страны. Ингибиторы обладают умеренной токсичностью. Они не влияют на процессы нефтепереработки и качество нефтепродуктов.
Повышенная плотность реагентов в сравнении с нефтью позволяет применять их по технологии дозирования с устья скважин в затрубное пространство. Относительная нерастворимость реагентов в пластовой воде обеспечивает их взаимодействие только с нефтяной фазой, сокращая тем самым расход ингибитора. Эмульгируемость реагентов в пла-
Таблица 1
Группы
Ингибиторы
Содержание в нефти парафина, смол и асфальтенов
1
СНПХ-7202
1: (0,6... 1,75) :(0,05...0,5)
 
СНПХ-7212
-"-
 
СНПХ-7212М
-"-
2
СНПХ-7204
1:(3...10):(0,3...1,5)
 
СНПХ-7214
-"-
 
СНПХ-7214М
-"-
 
СНПХ-7214Р
-"-
 
СНПХ-7214РМ
-"-
 
СНПХ-7214 П-Б
-"-
3
СНПХ-7205
1:(10...18):(0,6...1.6)
 
СНПХ-7215
-"-
 
СНПХ-7215М
-"-
 
СНПХ-7215ПТ
-"-
4
СНПХ-7401
1:(0,3...0,7):(0,03...0,6)
 
СНПХ-7401М
-"-
5
СНПХ-7410
1:(5...8):(1,6...3,2)

 
стовой воде позволяет применять их эффективно как в условиях безводных, так и обводненных нефтей.
Моющие свойства ингибиторов способствуют постепенному удалению накопившихся отложений с поверхности трубопроводов и емкостей.
Ингибиторы типа СНПХ-7000 не оказывают отрицательного влияния на переработку нефти.
По  санитарно-токсикологическим  свойствам  разработанные ингибиторы СНПХ-7000 относятся к III и IV классу опасности.
ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ВЫБОРУ
ЭФФЕКТИВНЫХ СОСТАВОВ ИНГИБИТОРОВ
Лабораторными исследованиями была оценена эффективность ряда зарубежных ингибиторов парафиноотложений, а также отечественные ингибиторытипа ИКБ, Азолят, ВЭС, неионогенные ПАВ. В результате исследований было выявлено:
из зарубежных ингибиторов наиболее эффективны: ХТ-48, ХТ-54, ХТ-63, ХТ-75, Коррексит-7815, Коррексит-7833, Антипар 8-30, Антипар Д-10. Базовым выбран ингибитор ХТ-48;
наиболее высокую эффективность из отечественных ингибиторов показали лабораторные образцы сополимеров акриловой кислоты с малеиновым ангидридом и ВЭС-501;
перспективными отечественными образцами являются СНПХ-710, СНПХ-720, СНПХ-721, СНПХ-730, дипроксамин 157, оксифос КД-6, алкамон МК, ДСУ-2, ИКБ-6-2.
Сочетание ряда компонентов в смеси с нефтяным растворителем позволяет обеспечить требования эффективности и технологичности, предъявляемые к химреагентам, предотвращающим отложения парафина при добыче нефти. Такими требованиями являются:
общие: отсутствие влияния на качество нефти, нефтепродуктов и процессы нефтепереработки, умеренные токсикологические и пожароопасные свойства, доступность сырья, возможность производства реагентов отечественной промышленностью и технологичность при работе на промыслах в климатических условиях страны;
частные: наличие эффективности ингибиторов по предотвращению отложений парафина из нефти при расходе реагента 50...250 г на 1 т добываемой нефти (как безводной, так и обводненной).
В результате проведенных исследований были разработаны составы ингибиторов марки СНПХ-7101, СНПХ-7202, СНПХ-7204, СНПХ-7205, СНПХ-7401, а затем их аналоги, выпускаемые отечественной промышленностью.
В результате проведенных исследований было определено, что: ингибиторы СНПХ-7202 и его аналоги СНПХ-7212, СНПХ-7212М более эффективны для месторождений: Пашнинского, Самотлорского, Покачевского, Вынгапурского, Спасского, Довбушского, Восточной Котур-Тепе и др.;
ингибиторы СНПХ-7204 и его аналоги СНПХ-7214, СНПХ-7214 ПБ, а также СНПХ-7214Р, СНПХ-7214РМ более эффективны для месторождений: Чутырского, Северо-Варьеганского, Варьегинского, Суторминского, Ромашкинского (пл. А) и др.;
ингибиторы СНПХ-7205 и его аналоги СНПХ-7215, СНПХ-7215 ПТ, СНПХ-7215М эффективны для месторождений: Киенгопского, Джерского, Ромашкинского (пл. бз Г), Ольховского, Басарского, Вознесенского, Покровского и др.;
ингибитор СНПХ-7401 и его аналог СНПХ-7401 М эффективны для Усинского (пл. Д2), Баклановского, Кокуйского и других месторождений;
ингибитор СНПХ-7410 эффективен для Гожано-Шагиртского, Таныпского, Куедино-Красноярского месторождений.
Степень отмыва нефти в указанных условиях составляет 70...100% за 5...60 с, что соответствует отличным и хорошим результатам лабораторных испытаний.
Величина частиц дисперсии составляет 0,5...3 мм. Степень отмыва парафиноотложений 80... 100 %.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ
ИСПЫТАНИЙ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ ИНГИБИТОРОВ
В НПО Союзнефтепромхим совместно с институтами отрасли проведены опытно-промышленные испытания ингибиторов парафиноотложений типа СНПХ-7000 в различных производственных объединениях, в частности: ингибитор марки СНПХ-7212 испытан в ПО Нижневартовскнефтегаз, в ПО Красноленинскнефтегаз на Талинском месторождении. Ингибиторы марки СНПХ-7214 ПБ. СНПХ-7214Р испытаны в ПО Варьеганнефтегаз на Северо-Варьеган-ском, Варьеганском месторождениях, ингибитор СНПХ-7215 в ПО Пермнефть на Полазненском месторождении, в ПО Татнефть на Ромашкинском месторождении. Ингибитор СНПХ-7401 в ПО Пермнефть на Баклановском месторождении, в ПО Коминефть на Усинском, Возейском месторождениях, в ПО Нижневартовскнефтегаз на Самотлорском месторождении. Ингибитор марки НПХ-7400 в ПО Пермнефть на Гожано-Шугуртском месторождении [1 ].
Технологическая эффективность различных марок ингибиторов применительно к конкретным месторождениям достигается при дозировке их в нефть в расчете 50...200 г на 1 т нефти. При этом происходит диспергирование и отмыв асфальтосмолопарафиновых составляющих в потоке нефти, что препятствует отложению парафина в нефтепромысловом оборудовании. Место ввода ингибитора определяется температурой осаждения (или начала кристаллизации парафина) асфальтосмолопарафиновых составляющих в нефти и изменяется для различных парафиноотложений от 10...30 °С.
Технологическая схема подачи ингибитора определяется способом эксплуатации скважин. Подача ингибитора или обработка нефтепромыслового   оборудования   осуществляется   непрерывно   или периодически. Непрерывная подача ингибитора производится наземным или глубинным дозировочным устройством. Периодическая подача осуществляется устройством гидростатического действия или насосным агрегатом ЦА-320. Непрерывная или периодическая подача ингибитора наземными дозаторами осуществляется в затрубное пространство скважин: фонтанных, газлифтных, а также оборудованных электроцентробежными (ЭЦН) или штанговыми (ШГН) насосами. Глубинные дозировочные устройства устанавливаются на хвостовике насосно-компрессорных труб в скважинах, оборудованных ШГН.
Ингибитор, попадая в затрубное простанство в виде собственной фазы в нефти, постепенно опускается по стволу скважины до хвостовика НКТ фонтанных скважин, насоса ЭЦН и ШГН или клапана газлифтных скважин, где подхватывается потоком продукции скважины, поступающей из пласта, смешивается с ней, взаимодействуя с асфальтосмолопарафиновыми отложениями. Как показали исследования, происходит "размывание" пробы ингибитора по стволу скважины.  Время  опускания  и,  тем  самым,  оптимальная периодичность дозировки в случае периодической подачи зависят от столба нефти в затрубном пространстве. При повышении уровня нефти в затрубье время спуска ингибитора по стволу скважины увеличивается, при этом увеличивается возможная пери
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.