АСПО
1
Химические методы предотвращения образования
отложений
Предотвращение процесса отложения парафина
осуществляется
разнообразными
композициями
химических веществ (ингибиторами), существенно
различающимися по механизму воздействия на
АСПО:
• адгезионного,
смачивающего,
гидрофилизирующего действия (смачивающие);
• модифицирующего,
депрессорного
действия
(модификаторы и депрессаторы);
• моющего, многофазного детергентного действия
(ингибиторы моющего типа).
2
Смачивающие композиции поверхностно-активных веществ (ПАВ)
влияют на природу поверхности оборудования и диспергируют
смолисто-парафиновые составляющие отложений. При постоянной
дозировке их в скважину на поверхности труб создается
гидрофильная пленка из полимерного полярного адсорбента,
препятствующая формированию на ней отложений. Адсорбент
играет роль смазки для слабополярной парафиной составляющей
нефти, что обеспечивает сокращение отложений на поверхности
оборудования.
Одновременно такой реагент оказывает действие на твердую фазу,
диспергируя смолисто-парафиновые вещества, что способствует
беспрепятственному выносу их потоком жидкости. В основе
технологии применения ингибиторов адсорбционного действия
лежит периодическая обработка нефтепромыслового оборудования
водным раствором реагента с последующим осаждением его на
трубах в течении определенного времени. К недостаткам следует
отнести: периодические остановки скважин, смыв парафинового
3
слоя со стенок водонефтяным потоком, загрязнение оборудования
реагентом.
Модификаторы влияют на кристаллическую структуру
парафинов в процессе их фазового перехода. В результате
образуются
недоразвитые
дендритные
кристаллы
парафина, структурно несоединённые друг с другом.
Технология их применения 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.
Депрессаторы
предотвращают
рост
кристаллов
парафинов и образование структур с плотной упаковкой.
Механизм действия депрессаторов заключается в
адсорбции молекул на кристаллах парафина, что
затрудняет их способность к агрегации и накоплению.
4
5
ДЕПРЕССОРНЫЕ ПРИСАДКИ К НЕФТИ
6
Ингибиторы
моющего
типа
–
химические
реагенты,
обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которая
уносится потоком нефти, что препятствует отложению кристаллов
парафина на стенках труб.
Ингибиторы моющего типа оказывают следующие влияния:
• они растворяются в нефти непосредственно или через контакт
фаз "вода-ингибитор-нефть";
• алкановые блоки или ПАВ внедряются в парафиновые отложения
в момент фазового перехода в твёрдое состояние и
кристаллизуются с ними;
• их гидрофильные блоки концентрируются на поверхности раздела
фаз в воде или в нефти;
• ингибиторы непрочно адсорбируются на металле и легко
смываются потоком пластовой воды или нефти;
• полярные анионные и катионные группы ПАВ воздействуют на
зарождение, рост кристаллов, величину дисперсии частиц АСПО;
• двигаясь с потоком продукции скважин, ингибиторы
поддерживают парафиновые отложения в мелкодисперсном
7
состоянии, обеспечивая этим отмыв зародышей кристаллов со
стенок труб.
Основное
требование
успешного
применения
реагентов – это их подача в поток сырой нефти до
момента начала кристаллизации парафина. На
практике
предотвращающее
воздействие
осуществляют комплексно, объединяя:
• добычу нефти в устойчивом турбулентном режиме;
• поддержание пластового давления выше давления
начала дегазации;
• подогрев нефти;
• теплоизоляцию трубопроводов;
• повышение растворяющей способности нефти за
счёт использования нефтяных растворителей;
• эффективные покрытия;
• электромагнитное поле или ультразвук;
8
• ингибиторы парафиновых отложений.
Ингибиторами
парафиноотложений
называются химические вещества и их смеси,
которые при добавлении их к нефти в
соответствующей концентрации влияют на
процесс кристаллизации парафинов таким
образом, что либо понижается температура
текучести
нефти,
либо
снижается
низкотемпературная вязкость нефти, связанная
с кристаллизацией парафинов, либо снижается
количество парафинов, выпадающих в осадок
(и образующих АСПО).
9
В зависимости от того, какой из
трех эффектов достигается при
добавлении ИПО к нефти, их
принято делить на понизители ТТ
(pour point depressors), понизители
вязкости
и
собственно
ингибиторы парафиноотложений
(wax inhibitors), т.е. вещества,
снижающие
количество
парафинов, выпадающих в осадок.
10
Особенности ИПО:
1. Высокая избирательность (специфичность) их
действия на нефть: ИПО, снизивший ТТ одной
нефти на 20 °С, может не изменить ТТ другой
нефти даже на один градус или вообще повысить
ее;
2. Для получения максимального эффекта их
необходимо
добавлять
в
нефть
при
температуре выше ТНКП, только тогда они
смогут в наибольшей степени повлиять на
процесс кристаллизации парафинов;
3. Относительно высокие дозировки –в среднем
300,00 мг/л (хотя нередко требуемый эффект
может быть достигнут и при 50,00 мг/л) –и
11
относительно высокая стоимость.
Выбор ингибиторов парафиноотложений для
предотвращения образования АСПО
ИПО для предотвращения образования АСПО
выбирают на основании данных лабораторных
испытаний с использованием метода холодного
стержня. Тестирование при высоких концентрациях
является обязательным, так как при повышенных
концентрациях некоторые ИПО могут не
ингибировать, а стимулировать выделение АСПО из
некоторых нефтей.
ИПО рекомендуют к опытно-промышленным
испытаниям, если при лабораторных испытаниях
защитный эффект ингибирования составляет 60–
80 % и более.
12
Выбор ингибиторов парафиноотложений
для понижения температуры
текучести
выбирают по методике ASTM D 5853–09. ИПО
дозируют в нефть после нагрева. Концентрация
ИПО для скрининга ~1000 мг/л; два-три
реагента, показавшие при скрининге лучшие
результаты,
тестируют
при
различных
концентрациях – от 50 до 1500 мг/л.
Тестирование при высоких концентрациях
является обязательным, так как при
повышенных концентрациях некоторые ИПО
могут повышать (а не понижать!) ТТ
13
некоторых нефтей.
Выбор ингибиторов парафиноотложений для
снижения низкотемпературной вязкости нефти.
Для
выбора
ИПО,
снижающих
низкотемпературную
вязкость
нефти,
обусловленную
кристаллизацией
парафинов,
сравнивают кривые зависимости динамической
вязкость нефти от температуры без ИПО и после
дозирования реагента в нефть. ИПО дозируют в
нефть после нагрева. Концентрация ИПО для
скрининга ~700 мг/л; реагент, показавший при
скрининге лучший результат, тестируют при
меньших концентрациях.
14
15
Выбор диспергаторов парафинов
Диспергаторы разрушают АСПО, вымывая
связующие компоненты отложений. При
воздействии диспергаторов отложения теряют
сплошность, разделяются на мелкие частицы и
легче срываются и уносятся потоком
жидкости. После применения диспергаторов
мелкие частицы АСПО не должны снова
слипаться между собой и прилипать к
поверхности оборудования, иначе АСПО будут
отлагаться в другом месте по движению
потока.
16
Чем эффективнее диспергатор, тем большее
количество АСПО будет находиться в объеме
воды в диспергированном состоянии и меньше
налипнет настенки банки.
Содержимое
банки
фильтруют
через
бумажный фильтр, осадок на фильтре
высушивают и взвешивают (m2).
Диспергаторы сравнивают между собой по
показателю эффективности диспергирования
zД, который рассчитывают по формуле:
𝑚1
zD= ⦁100%
𝑚2
17
18
Концентрация диспергатора для скрининга
~2000 мг/л; реагент, показавший при
скрининге лучший результат, тестируют при
меньших концентрациях – 200, 500, 1000 и
1500 мг/л. Характерные значения zД: при 2000
мг/л – 80–90 %, при 1000 мг/л – 65–85 %.
При сравнении диспергаторов во внимание
принимают также размер частиц АСПО после
охлаждения (оценивают визуально): если zД
двух реагентов близки, то выбирают
диспергатор, дающий меньший размер частиц.
19
20
Опыт по определению наиболее подходящего растворителя АСПО
(месторождение Томской области)
Образец отложений был помещен в колбы с тремя разными средами:
нефрас, ацетон, толуол и оставлен под наблюдение.
21
По прошествии сорока минут обнаружилось значительное
растворение образца в колбе с толуолом
22
В качестве моющего средства для растворения АСПО на основе
ароматических углеводородов было принято использовать доступный
прямогонный бензин или газоконденсат с добавлением толуола.
Наиболее оптимальная концентрация толуола была определена в
лабораторных условиях. Использовались следующие процентные
концентрации толуола в масле: 5%, 15%, 25% при температуре 20 и 40 0С.
На рисунках представлены совмещенные графики, показывающие
эффективность растворения парафина при температурах 20 и 40 0С
соответственно при разных концентрациях толуола.
23
Эффективность удаления парафина при концентрации толуола 5%, 15%,
25% и температуре испытания 200С
Эффективность удаления парафина при концентрации толуола 5%, 15%, 25% и
температуре испытания 400С
Из сравнительного анализа графиков видно, что наиболее эффективное
растворение парафина происходит при температуре 400С и содержании
толуола 25%. Но так как толуол является достаточно дорогим
24
растворителем для применения его в больших количествах, то принято
использовать 5% раствор толуола в прямогонном бензине или
газоконденсате.
