АСПО 4

АСПО
ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ БОРЬБЫ
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.
Подачу ингибиторов в добывающие скважины
(обработки
скважин
ингибиторами)
осуществляют следующими способами.
1. Периодическое нагнетание раствора
ингибитора
в
призабойную
зону
продуктивного пласта (ПЗП). В дальнейшем
при работе скважины ингибитор постепенно
«вымывается» из ПЗП добываемой жидкостью
и вместе с ней поступает в подземное
оборудование
скважины,
предотвращая
образование АСПО. ПЗП используют как
естественный дозатор.
12
Способ безнасосной (А) и насосной (Б) подачи реагента ниже
интервала перфорации
13
Периодическая подача раствора ингибитора в
кольцевое пространство между обсадной
колонной и НКТ (затрубное пространство
скважины или затруб). Раствор ингибитора,
более тяжелый, чем находящаяся в затрубном
пространстве
газированная
жидкость,
опускается до приема насоса или НКТ,
частично разбавляясь жидкостью затрубного
пространства и, смешиваясь с добываемой
жидкостью, поступает в насос и НКТ.
Дозатором является затрубное пространство
14
скважины.
15
Схема дозирования ингибитора образования АСПО путем закачки всего
объема реагента в затрубное пространство
Постоянная подача ингибитора на
прием насоса с помощью ДУ и
специальных трубок, которые при
подземном
ремонте
устанавливают с внешней стороны
НКТ от устья скважины до приема
насоса, выводят из скважины
через фонтанную арматуру и
подключают к насосу ДУ.
16
Схема установки для дозирования реагентов УДР - 1.100: 1 – обсадная
колонна; 2,4 – запорный кран; 3 – дозирующий кран; 5 – воздушник; 6 –
патрубок для залива реагента; 7 – бак для реагента; 8 – уровнемер с 17
запорным краном; 9 – слив дренажа с запорным краном; 10 – запорный
кран с открытым штуцером; 11 – дозирующий канал.
Методы предотвращения образования АСПО в трубопроводах. Об
образовании АСПО в трубопроводе обычно начинают говорить тогда,
когда давление в голове трубопровода (или перепад давления по
длине трубопровода) заметно возрастает без видимых причин.
Первоначально АСПО образуются на более или менее протяженном
участке трубопровода, расположение которого зависит от физикохимических свойств нефти, профиля температуры по длине
трубопровода и гидродинамических условий. В дальнейшем, если не
предпринимать мер для предотвращения образования АСПО и их
удаления, АСПО распространяются по направлению движения
потока. Там, где АСПО уже отложились, они теплоизолируют стенку
трубопровода; переохлаждение на этом участке уменьшается,
соответственно снижается скорость образования АСПО. На
следующем по длине трубопровода участке переохлаждение вновь
будет достаточным, чтобы скорость образования АСПО была
высокой: начинается интенсивное образование АСПО. С течением
времени АСПО могут покрыть всю внутреннюю поверхность
18
трубопровода начиная с участка, где они образовались
первоначально.
19
Основными методами предотвращения образования
АСПО в трубопроводах являются: применение ИПО;
применение путевых подогревателей; совместное
применении путевых подогревателей и ИПО.
Технология применения ИПО – непрерывная подача
ингибитора в защищаемый трубопровод в таком
количестве,
чтобы
его
концентрация
в
перекачиваемой нефти была не ниже СИПО.
Непрерывную подачу ИПО в трубопроводы
осуществляют блочными автоматизированными ДУ.
ИПО подают в нефть в той точке нефтепромысловой
системы, где температура нефти не ниже ТНКП. Об
эффективности ИПО судят по величине защитного
эффекта, который рассчитывают с использованием
20
ГП и δАСПО.
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.
21
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
22
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.
23
24
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.
25
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
26
27
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.
28
29