Эксплуатация Арланского нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

3

СОДЕРЖАНИЕ

ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

Список таблиц

Список рисунков

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

1.1 Общие сведения об Арланском месторождении

1.2 Геолого - промысловая характеристика Арланского месторождения

1.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды и коллекторские свойства пород-коллекторов продуктивных горизонтов

1.5 Запасы нефти и газа

• 1.6 Постановка цели и задач дипломного проекта
• 2. РЕЖИМ РАБОТЫ НЕФТЕСБОРНЫХ СЕТЕЙ «АРЛАНСКОГО» МЕСТОРОЖДЕНИЯ
• 2.1 Причины, механизм образования и способы борьбы с парафиновыми отложениями в трубопроводах
• 2.1.1 Состав парафиновых отложений
• 2.1.2 Факторы, влияющие на образование парафиновых отложений
• 2.1.3 Температурный режим трубопроводов системы промыслового сбора нефти
• 2.1.4 Химические методы борьбы с отложениями парафина в трубопроводах системы промыслового сбора нефти
• 2.1.5 Методы борьбы с АСПО в трубопроводах системы промыслового сбора нефти
• 2.2 Анализ работы системы сбора нефти на Арланском месторождении
• 2.2.1 Работа системы сбора продукции скважин
• 2.2.2 Принципиальная система сбора на Арланском месторождении
• 3. РАЗДЕЛ ОБЩЕГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
• 3.1 Проектирование трубопроводов системы сбора
• 3.1.1 Классификация трубопроводов
• 3.1.2 Основные принципы проектирования трубопроводов
• 3.2 Основные элементы системы сбора, транспорта и подготовки промысловой продукции
• 3.3 Характеристика используемого оборудования для удаления АСПО в трубопроводах
• 3.4 Образование парафина в обводненных пластах Арланского месторождения
• 3.5 Выбор оборудования для магнитной депарафинизации

4. РАСЧЕТНЫЙ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

4.1 Проектирование удаления АСПО в НКТ и ПЗП скважин в условиях Арланского месторождения

4.2 Анализ эффективности примененных методов удаления АСПО

4.3 Расчет закачки СНПХ-7541

4.4 Расчет закачки ПАЛР-О по удалению АСПО в НКТ и ПЗП

5. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

5.1 Краткая аннотация

5.2 Расчет затрат на закачку СНПХ-5313

5.3 Расчет экономической эффективности от закачки СНПХ-5313

5.4 Выводы

6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

6.1 Правила безопасного внедрения технологического проекта

6.1.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты регламентирующие трудовую деятельность

6.1.2 Общие требования техники безопасности при сборе, подготовке и перекачке нефти, газа и воды

6.1.3 Промысловые трубопроводы

6.1.4 Опасность и вредность

6.1.5 Техническое обеспечение безопасности

6.2 Мероприятия по охране недр и окружающей среды

6.2.1 Нормативно-правовые, нормативные акты, инструктивно-методические документы в области охраны окружающей среды

6.2.2 Экологическая обстановка на ЦППН «Шушнур»

6.2.3 Мероприятия по охране окружающей среды

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЯ

ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

Сокращения:

АСПО - асфальто-смоло-парафиновые отложения

АГЗУ - автоматизированная групповая замерная установка

ТВО - трубный водоотделитель

ДНС - дожимная насосная станция

УБНС - Установка бустерная насосная стационарная

УПН - установка подготовки нефти

УКПН - установка комплексной подготовки нефти

УПСВ - установка подготовки сточных вод

КНС - кустовая насосная станция

БКНС - блочная кустовая насосная станция

ППН - подготовка перекачка нефти

НСП - нефтесборный пункт

ГЖС - газожидкостная смесь

МНФ - многофазные насосы

СУН - сепарационная установка нефти

ТТНК - терригенная толща нижнего карбона

УДВ - установка доочистки воды

СВ - сточные воды

ППД - поддержание пластового давления

НГДУ - нефтегазодобывающее управление

БДПВ - блок доочистки сточной воды

ОВ - отстойники воды

ДВ - дозаторы воды

ПНГ - попутный нефтяной газ

РВС - резервуар вертикальный стальной

арланский месторождение нефть газ трубопровод

СПИСОК ТАБЛИЦ

Таблица 1 - Состав нефти и АСПО на Арланском месторождении

Таблица 2 - Растворители АСПО

Таблица 3 - Техническая характеристика нефтяных скважин действующего фонда Арланского УДНГ

Таблица 4 - Затраты на материалы

Таблица 5 - Расчет затрат на проведение технологических операций

Таблица 6 - Смета затрат

Таблица 7 - Исходные данные для расчета

Таблица 8 - сравнительная таблица технико-экономических показателей

СПИСОК РИСУНКОВ

Рисунок 1 - Гомологический состав парафина Арланского месторождения

Рисунок 2 - Зависимость температуры насыщения пластовой нефти парафином от давления

Рисунок 3 - Классификация методов борьбы с АСПО

Рисунок 4 - Скребок колонный СК-102

Рисунок 5 - Скребок гидромеханический

Рисунок 6 - Скребок лепестковый для очистки НКТ

Рисунок 7 - Скребок колонный комбинированный

Рисунок 8 -Скребок «Кыргыч»

Рисунок 9 - Магнитные депарафинизаторы

Рисунок 10 -Устройство и принцип работы магнитного депарафинизатора

Введение

Современный этап развития нефтяной промышленности характеризуется значительными осложнениями условий разработки большинства месторождений. Основное количество высокопродуктивных месторождений и залежей вступило в позднюю стадию разработки, когда интенсивно снижается добыча и резко возрастает обводненность нефти. Качественные показатели вводимых месторождений не всегда благоприятны -- сложное строение продуктивных пластов, значительные размеры водонефтяных зон, повышенная вязкость нефти.

Процессы добычи, сбора и подготовки нефти, ремонтные работы осложняются комплексом проблем, связанных с образованием стойких нефтяных эмульсий, отложениями асфальто-смолистых веществ и парафиновых углеводородов (асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО)), неорганических солей, гидратов углеводородов и др., наличием механических примесей в добываемой и транспортируемой продукции, коррозионным разрушением оборудования и трубопроводов. Необходимо отметить, что образующиеся отложения зачастую имеют сложный компонентный состав, а содержание компонентов изменяется в широких пределах.

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок, а также к сокращению межремонтного периода (МРП) работы скважин.

Асфальто-смоло-парафиновые отложения представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70 %), асфальто-смолистых веществ (АСВ) (20-40 %), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.

Парафины - углеводороды метанового ряда от С₁₆Н₃₄ до C₆₄Hi₃₀. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на:

-малопарафиновые - менее 1,5 %;

-парафиновые - от 1,5 до 6 %;

-высокопарафиновые -более 6 %

Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе.

Высокомолекулярные парафины - церезины (от С₃₇Н₇4 до С₅₃Н₁₀₈) отличаются более высокой температурой кипения, большими молекулярной массой и плотностью.

В этих условиях приоритетным становится комплексный подход к разработке новых и совершенствованию существующих технических средств и технологий для предотвращения осложнений в насосном оборудовании и колонне НКТ, трубопроводах, аппаратах и резервуарном парке систем нефтесбора, подготовки, ППД.

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

1.1 Общие сведения об Арланском месторождении

Арланское месторождение - одно из крупных месторождений Башкирии. Это месторождение имеет ряд особенностей, обуславливающих систему разработки:

- месторождение занимает огромную площадь и разрабатывать ее возможно с применением всех видов заводнения (контурное, законтурное);

- месторождение многопластовое, продуктивные пласты очень неоднородные, что обуславливает применение раздельной закачки воды с дифференцированным давлением;

- залежи содержат нефть повышенной вязкости. Извлечение нефти обычными методами заводнения приводит к резкому увеличению попутно добываемой воды и снижению нефтеотдачи;

- в нефти содержится небольшое количество растворенного газа (фонтанный способ исключается).

Арланская нефтеносная площадь Арланского нефтяного месторождения расположена на северо-западе Башкирии в междуречье рек Камы и Белой (Арланско-дюртюлинский вал) Бирской седловины [2]. Площадь нефтеносности составляет 460 км². На северо-востоке к Арланской площади примыкает Николо-Березовская площадь, на юго-востоке - Ново-Хазинская, на северо-западе - Вятская. Арланская площадь расположена на территории Краснокамского района.

Арланское нефтяное месторождение приурочено очень к крупному поднятию платформенного типа с углами падения крыльев 20-40.

Общая вскрытая мощность осадочного покрова на Арланском нефтяном месторождении превышает 3000 м, при этом на долю Бавлинских месторождений приходится свыше 3120 м. Девонские месторождения представлены внизу терригенными и теригенно - карбонатными породами,

верхние - гасми-карбонатными отложениями.

Основным промышленным отложением являются песчанные пласты, теригенным толщи нижнего карбоната, кроме того-нефть.

Так же нефть обнаружена в известняке турнейского яруса. Изучено несколько залежей нефти, приуроченных к наиболее приподнятым участкам залегания турнейских известняков, представленных чередованием артоногенно-обломочных сгустков и органно-шламовых разностей. Дебит скважины из турнейских известняков колеблется 0.1 - 5.2 м³/сут, с содержанием воды от 12 до 30 %.

В разрезе многих скважин в добриковском горизонте встречаются углеродисто-глинистые сланцы с прослоями и линзами каменного угля мощностью от 30 - 40 см до 19-30 м. Песчаники и алевролиты являются коллекторами нефти, имеют кварцевый состав. Всего насчитывается 6-8 пластов, из них нефтенасыщенными являются верхние 6-7 пластов.

25 июня 1953 года Вятское поднятие было введено в глубокое разведочное бурение трестом "Пермразведка", Удмуртской конторой бурения, Каракулинским разведочным участком.

До 1956 года было пробурено 4 глубоких разведочных скважин № 1,2,3,4, с глубиною около 2000м, вскрывшие бавлинские отложения. Эти скважины в общих чертах выявили соответствие тектоники нижнекамских и каменно угольных отложений и несоответствие их по девонским отложениям [2].

Первые разведочные скважины, согласно проекта, закладывались по треугольнику с расстоянием между скважинами 7-8км. Глубина составляла 1400м, с проектным горизонтом - турнейский ярус нижнего карбона. В задачу скважин ставилось выяснение и детализация тектоники и контура нефтеносности залежи нефти в угленосном горизонте. Была изменена методика. В основу была положена профильная сетка с расстоянием между скважинами и профилями 2км.

В среднекаменноугольных отложениях по данным керна выделяются нефтеносные пласты, приуроченные к отложению следующих горизонтов: каширскому и верейскому. Нефтеносность пластов не равномерная.

Геологическое строение Вятской площади в результате произведенного бурения глубоких разведочных и структурно-поисковых скважин изучено достаточно детально.

Общая мощность осадочных парод от верхнепермских до отложений бавлинской свиты составляет около 2075м. В геологическом строении площади принимают участие осадочные породы следующих геохронологических систем: додевонские /бавлинские/, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные.

1.2 Геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения

Терригенная толща нижнего отдела каменноугольной системы представлена отложениями елховского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов вязейского яруса [2].

Бобриковский горизонт сложен песчано-глинистыми и углисто-глинистыми породами. Вверх по разрезу на аллергитах залегает наиболее мощный пласт этого горизонта, который обозначен индексом Сv1. Пласт широко развит на всей площади Арланского месторождения. Представлен он песчаниками серыми и буровато-серыми, кварцевыми, в основном мелкозернистыми, в различной степени глинистыми. Мощность пласта изменяется в пределах от 0 до 30 м.

Породы шестого пласта перекрываются аргиллитами, которые хорошо прослеживаются по площади и за ее пределами. Данная часть разреза, мощностью до 3 метров, представлена светло-серым каолитовым плотным аргиллитом. Выше залегает пласт алевролита небольшой мощности 0,4 - 1 м, который в юго-восточной части месторождения переходит в глинистый песчаник и чаще всего объединяется с пластом С_VI.

Выше аргиллитов залегает песчано-алевролитовый пласт СV0.Песчаники темно-серые и серые с буроватым оттенком, кварцевые, тонкозернистые, глинистые, слабоцементированные, иногда известняковые.

На месторождении пласт представлен преимущественно плотными породами и участками, не является коллектором. Мощность его обычно не превышает 3 метров.

Выше разрез представлен пачкой песчано-алевролитовых пород, которая разделяется маломощным аргиллитом на два самостоятельных продуктивных пласта С_V (нижний) и С_VI (верхний), который представлен неравномерно-глинистыми и буровато-серыми песчаниками.

Песчаники пятого пласта темно- серые, глинистые, слабоцементированные, перелистые с включениями светло-серых разностей, в отдельных случаях известняковые, иногда наблюдается переход их в алевролиты. Мощность пласта в среднем около 3 метров.

Выше по разрезу следует аргиллитовый прослой. Аргиллиты темно-серые, дисперсные и выдержанные по площади.

Указанный прослой перекрывается маломощным алевролитовым пластом (С_1у0). Он замещается известковистыми алевролитами и известняками. Песчаники этого пласта темно- буровато-серые, тонко- дисперсные, неравномерно-глинистые, иногда сильно известковистые. Мощность их не превышает 2 м.

На известковистых аргиллитах залегает пласт С_III, представленный песчано-алевролитовыми породами. Песчаники темно- буровато-серые, кварцевые, сильно глинистые, алевролиты известковистые. Мощность пласта изменяется в пределах 0.8 -6,5 м.

Пласт С₁₁ имеет самое широкое развитие на всем Арланском месторождении. Песчаные породы пласта буровато-серые, темно-серые, кварцевые, мелкозернистые, неравномерно- глинистые, слабоцементированные. Мощность пласта изменяется в широких предках и достигает 12 м. Пласт С₁ по существу имеет слабое развитие на месторождении. Песчаники темно-серые, кварцевые, глинистые, в менее глинистых участках нефтенасыщенные. Мощность пласта не превышает 3 м.

1.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Глубина эксплуатации горизонтов терригенной толщи 1260-1350 м. Положение водонефтяного контакта изменяется от -1173 до -1188 м.

Арланское месторождение является многопластовым и относится к разряду крупных нефтяных месторождений России. Нефть - высокосернистая, смолистая, обладает большой вязкостью. Эта особенность осложняет условия ее разработки и переработки.

Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он может заметно изменятся даже в пределах одной залежи. В месте с тем все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются составом. Состав нефти каждого месторождения уникален различны и свойства нефти. Кроме того свойства нефти изменяются при добычи, при движении по пласту, в скважине, системами сбора и транспорта при контакте с другими жидкостями и газами. Поэтому подробное изучение свойств нефти, ее состав важен для подсчета запасов нефти в залежи, выбора метода повышения нефтеотдачи пласта.

Состав нефти классифицируют на элементарный, фракционный и групповой, основными элементами входящими в состав нефти являются углеводород и водород. В большинстве нефтей содержание углерода от 83 до 87%, количество же водорода резко превышает 12-14% [2].

Содержание этих элементов в нефти необходимо знать как для нефтепереработки, так и при проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов. Значительно меньше в нефти других элементов: серы, кислорода, азота. Их содержание редко превышает 3-4%. Однако компоненты нефти, включающие эти элементы, во многом влияют на ее физико-химические свойства. Так сернистые соединения нефти вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти.

Нефти терригенной толщи нижнего карбона тяжелые (плотность при давлении насыщения 0,875), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые.

В процессе разработки были продолжены исследования глубинных проб пластовой нефти. Исследовано глубинных нефтей - 251 проба из 91 скважины. Пласты I, IV и V раздельных анализов не имеют.

1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды и коллекторские свойства пород-коллекторов продуктивных горизонтов

Нефть представляет собой смесь углеводородов, содержащую кислородные, сернистые и азотистые соединения.

Химический состав газов в Талинском месторождении представляет собой смесь предельных углеводородов С_nH_2n+2, метана СН₄, этана С₂Н₆, пропана С₃Н₈.

Мольное содержание % углекислого газа - 0,8, азота - 0,5, метана - 44,3%, этана - 11,5%, пропана - 11,8%, изобутана - 2,8%, изопентана - 2,2%. Молярная масса в пределах 67,2 - 89,0.

Плотность газа - 0,85 кг/м³.

Плотность воды, насыщающая пласты в данном месторождении - 1003 кг/м³, минерализированная. Основными ионами являются Cl⁺, HCO₃, CO₃², Na^b, Ca²⁺, Mg²⁺, K⁺. Обводненность продукции за 2006 г. составила 92%. Коэффициент сжимаемости - 0.004-0.005%. Вязкость воды в пластовых условиях - 0.8СП.

На Арланском месторождении продуктивным является 4 толщи - известняки турнейского яруса, пласты песчаники терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), карбонатные коллекторы московского яруса и пласт известняка верейского горизонта.

Продуктивность этих толщ, равно как и запасы, сильно различаются. Если ТТНК исследована достаточно полно, то остальные объекты - в гораздо меньшей степени. Если исключить небольшую залежь в верейском горизонте Новохазинской площади, то залежи турнейского яруса меньше всего подготовлены к разработке. Степень изученности объектов определялась их промышленной ценностью.

На стадии поисково-разведочных работ была произведена оперативная разведка запасов в пределах разведанной площади. При этих оценках использовалась суммарная толщина всех пластов, а подсчетные параметры определялись как средние, без деления по пластам.

1.5 Запасы нефти и газа

Арланское нефтяное месторождение - одно из крупнейших в стране и самое крупное в республике. Оно расположено на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в пределах Удмуртии.

Начальные геологические запасы месторождения составляли более миллиарда тонн, а размеры - более 100 в длину и до 30 км в ширину. Нефтеносными являются песчаники терригенной толщи нижнего карбона, а также карбонатные отложения нижнего (турнейский ярус) и среднего (московский ярус) каменно-угольного возраста.

Месторождение отличается рядом специфических особенностей:

Исключительно сложное геологическое строение основного объекта разработки. В разрезе толщи выделяется до восьми пластов: С-I, С-II, С-III, C-IV₀, C-IV, C-V, C-VI, основными из которых являются пласты С-II, С-III и C-VI. Кроме того, в разрезе самого мощного нижнего пласта С-VI на большей части площади выделяются до четырех прослоев, разделенных глинистыми породами.

Песчаники всех пластов неоднородны по площади, толщина их составляет до 24 ми более, зачастую они замещены непроницаемыми породами. Особенно неоднородны пласты I, III, IV₀, IV, V и VI₀.

Выше тульских терригенных отложений в карбонатном алексинском горизонте на отдельных участках нефтеносны песчаники, залегающие в виде узких полос в руслах палеорек.

Нефть месторождения высоковязкая - от 20 до 30 мПа *с (в пластовых условиях), с низким газосодержанием - до 18 м³/т.

Начальный гидродинамический режим продуктивных пластов - упругий, замкнутый. В тоже время на северной части месторождения (пласт VI) пластовые воды активные [2].

Быстрый рост обводненности продукции вследствие высокой вязкости нефти обусловил отбор большой массы попутной воды. При этом резко возросли нагрузки на коммуникации и резервуарные парки, усилилась коррозия сооружений и т.д.

• 1.6 Постановка цели и задач дипломного проекта
• Целью дипломного проекта являются повышение эффективности методов борьбы с отложениями парафина в системе сбора, транспорта и подготовки скважинной продукции в условиях Арланского месторождения. В ходе работы будут рассмотрены основные причины образования АСПО и методы борьбы с ними, дана экономическая обоснованность применения реагентов.
• 2. РЕЖИМ РАБОТЫ НЕФТЕСБОРНЫХ СЕТЕЙ «АРЛАНСКОГО» МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Причины, механизм образования и способы борьбы с парафиновыми отложениями в трубопроводах

Твердые метановые углеводороды, парафины, присутствуют практически во всех нефтях. Их содержание может колебаться от следов до 20 - 28 %.

Иногда их влияние на технологию и технику добычи, сбора и транспорта, подготовку и переработку нефти может быть решающим.

Исследования и наблюдения, проведенные на большом числе месторождений, показали, что при прочих равных условиях прямой связи между содержанием парафина и интенсивностью его отложения нет. Известны случаи интенсивного отложения парафинов даже тогда, когда их доля в нефти очень мала, 0.4 %.

Таким образом, проблема борьбы с отложением парафинов является серьезной научно-технической проблемой, актуальность решения которой возрастает. Это ставит ряд сложных научно-технических задач как в смысле понимания механизма протекающих процессов, так и в разработке эффективных методов предотвращения нежелательных последствий, вызванных отложением парафина. Отложения парафина в трубопроводах приводят не только к снижению их пропускной способности, возрастанию гидравлических сопротивлений, но и к увеличению стойкости водонефтяной эмульсии, для разрушения которой придется применять более высокие температуры или потребуется больший расход деэмульгатора.

2.1.1 Состав парафиновых отложений

Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. Так, при снижении температуры нефти сначала кристаллизуются более тугоплавкие углеводороды, а в дальнейшем, при массовой кристаллизации, -- менее тугоплавкие. Таким образом, в зависимости от условий состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Характерной особенностью процесса является неравномерное распределение парафина в массе отложений по сечению слоя. Наибольшее количество парафина содержится в слое, непосредственно прилегающем к стенке. Это указывает на то, что по мере накопления отложений во внутренних слоях происходит перекристаллизация парафинов. Отложения уплотняются, и жидкая фаза вытесняется. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси. Парафиновые отложения характеризуются следующим составом: парафины (10 - 75 %), асфальтены (2 - 5 %), смолы (11 - 30 %), связанная нефть (до 60 %), мех. примеси (1 - 5 %).

Наряду с твердыми углеводородами метанового ряда в нефтях могут находиться вещества, способные к кристаллизации, имеющие одновременно с нормальными и изопарафиновыми цепями и циклические структуры. Эти углеводороды входят в состав церезинов.

Церезины -- это высокоплавкие углеводороды, по составу и свойствам значительно отличаются от парафинов. Температура плавления парафинов 45 - 54 °С, церезинов 65 - 88 °С. Парафины легко кристаллизуются в виде пластинок и пластинчатых лент; церезины имеют мелкоигольчатую структуру и кристаллизуются с трудом, температура кипения парафинов не более 550 °С, церезинов -- выше 600 °С и т. д. Церезины обладают большей химической активностью.

Температура плавления парафина, выпадающего из нефтей залежей Большого Арлана, высокая. Гомологический состав парафина Арланского месторождения представлен на рисунке 1.



Рисунок 1 -- Гомологический состав парафина Арланского месторождения

1 -- церезины, 2 -- парафины из отложений, 3 -- парафины в нефти.

Состав АСПО некоторых скважин Арланского месторождения представлен в таблице 1.

Таблица 1 - Состав нефти и АСПО на Арланском месторождении

Состав	Вятская площадь	Арланская площадь	Николо-Березовская площадь
Смолы, % мас -нефть -АСПО	18,8 35,0-48,0	16,2 20,0-40,0	13,6 12,0-27,0
Асфальтены, % мас -нефть -АСПО	5,9 15,0	3,8 10,0-12,0	7,5 8,0-12,0
Парафины, % мас -нефть -АСПО	2,2-4,0 8,0-12,0	2,9 6,0-10,0	2,3 3,0-12,0
Вязкость нефти при 200С, мПа*с	34,3-42,1	42,7	74,0

Большое количество глинистого материала в АСПО свидетельствует о значительном числе твердых частиц породы, выносимых из пласта и являющихся центрами кристаллизации парафинов. Содержание церезинов в составе АСПО может быть преобладающим. Например, в одной из добывающих Арланского месторождения 70.5 % массы отобранного осадка составляли церезины. При анализах нефтей обычно оценивают общее содержание твердых парафиновых углеводородов, не разделяя их на парафины и церезины. Итак, состояние парафинов в нефти зависит от температуры и давления.

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок, а также к сокращению межремонтного периода (МРП) работы скважин.

Асфальто-смоло-парафиновые отложения представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70 %), асфальто-смолистых веществ (АСВ) (20-40 %), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.

Парафины - углеводороды метанового ряда от С₁₆Н₃₄ до C₆₄Hi₃₀. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на:

-малопарафиновые - менее 1,5 %;

-парафиновые - от 1,5 до 6 %;

-высокопарафиновые -более 6 %

Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе.

Высокомолекулярные парафины - церезины (от С₃₇Н₇4 до С₅₃Н₁₀₈) отличаются более высокой температурой кипения, большими молекулярной массой и плотностью.

В состав асфальто-смолистых веществ входят азот, сера и кислород. АСВ обладают высокой молекулярной массой, не летучи, имеют существенную неоднородность структуры. Содержание смолистых веществ в нефти возрастает в связи с испарением легких компонентов и ее окислением. Иногда к группе смолистых соединений относят асфальтены.

Асфальтены - порошкообразные вещества бурого или коричневого цвета, с плотностью более единицы, массовое содержание которых в нефти достигает 5,0 % В асфальтенах содержится: углерода - 80,0-86,0, водорода - 7,0-9,0, серы - до 9,0, кислорода - 1,0-9,0 и азота - до 1,5. Они являются наиболее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений тяжелых компонентов нефти.

Нефтяные дисперсные системы относят к классу коллоидов, в которых АСВ диспергированы в мальтеновой среде. Очевидно, что физико-химические и технологические свойства нефтей во многом обусловлены межмолекулярным взаимодействием в системах "асфальтены-смолы" и "мальтены-смолы-асфальтены

Принято считать, что смолы и асфальтены являются парамагнитными жидкостями, а нефти, нефтепродукты - термодинамически стабильными парамагнитными растворами. Асфальтены представляют собой комбинацию многих ассоциатов, зависящую от степени гомолитической диссоциации диамагнитных частиц. Изменение концентрации парамагнитных смол и асфальтенов в нефти связано с изменением строения комбинаций ассоциатов.

Смолы и асфальтены обладают следующими особенностями

1. Химические и физико-химические процессы с участием АСВ носят коллективный характер. Асфальтены не являются индивидуальными компонентами, а образуют ассоциативные комбинации, в центре которых локализованы стабильные свободные радикалы.

2. Возникновение сольватной оболочки из диамагнетиков является непременным условием существования парамагнитных частиц в растворах. Образование сольватных оболочек ослабляет силы притяжения парамагнитных молекул и препятствует их рекомбинации в результате теплового движения.

Смолы состоят из диамагнитных молекул, часть которых способна переходить в возбужденное триплетное состояние или подвергаться гомолизу. Поэтому смолы являются потенциальным источником асфальтенов.

Свойства АСВ определяются не элементным составом, а прежде всего, степенью межмолекулярного взаимодействия компонентов.

В пределах одного нефтедобывающего региона и даже отдельного месторождения компонентный состав АСПО изменяется в широких пределах. Знание состава АСПО имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними, в частности для выбора химических реагентов. Этот выбор часто осуществляют исходя из типа АСПО. Для исследования состава и структуры АСПО используют экстракционный, хроматографический, термический, спектральный, электрохимический и другие методы.

Состав отложений различен, а, следовательно, различны физико-химические свойства не только по месторождениям, площадям и горизонтам, но даже по месту выпадения в колонне одной скважины. Состав и свойства АСПО со временем меняются. Наблюдается, повышенное содержание окисленных высокоактивных компонентов, поэтому АСПО отличаются трудноудаляемостью и высокими адгезионно-когезионными силами взаимодействия. Содержание механических примесей и связанной воды также повышается.

Со временем изменился не только компонентный состав, но и микроструктура АСПО - преобладает микроэмульсионная структура, наиболее трудноудаляемая, высокопластичная. По мере разработки нефтяных месторождений на поздних стадиях начинает проявляться ряд факторов естественного, природного характера, из-за которых осложняется ситуация в решении парафиновой проблемы и снижается эффективность традиционных мероприятий по предотвращению и удалению АСПО.

2.1.2 Факторы, влияющие на образование парафиновых отложений

Механизм формирования отложений на поверхности металла состоит в возникновении и росте кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности, а затем -- на образовавшейся смолопарафиновой подкладке. Особая роль в механизме образования и роста парафиновых отложений отводится транспорту частиц парафина в пограничном ламинарном слое.

В результате охлаждения нефти под воздействием более холодной окружающей среды в тонком пристенном слое возникает радиальный температурный градиент.

Существование радиального температурного градиента приводит к образованию градиента концентрации растворенного парафина. За счет этого происходит движение растворенных частиц парафина к стенке трубы под действием молекулярной диффузии. По достижении частицами парафина стенки трубы или границы твердых отложений происходит их кристаллизация и выделение из раствора.

Если температура в пристенном слое ниже уровня, при котором парафин начинает выпадать из нефти, то и в потоке нефти будут содержаться кристаллы парафина, а жидкая фаза будет находиться в состоянии термодинамического равновесия с твердой фазой. Под действием градиента концентрации взвешенных частиц броуновское движение приводит к поперечному переносу вещества.

По мнению Тронова (1970г.), кристаллы парафина, образовавшиеся в объеме нефти в формировании отложений практически не участвуют. Бургер же и др. (1981г.) считают, что отложения образуются вследствие движения как молекул, так и взвешенных в нефти микрокристаллов парафина в направлении, перпендикулярном к направлению течения нефти.

Скорость роста твердых отложений на стенке трубопровода за счет молекулярной диффузии определяется уравнением диффузии Фика:

, (1)

где -- общий объем отложений парафина;

-- коэффициент молекулярной диффузии;

-- производная от объемной доли растворенных в нефти частиц парафина по расстоянию от стенки трубы;

-- площадь поверхности.

Подчеркнем факторы, влияющие на отложение парафинов.

Необходимыми условиями образования отложений являются:

снижение температуры потока нефти до значений, при которых возможно выделение из нефти твердых парафинов. Необходимые температурные условия возникают прежде всего на внутренней стенке трубы.

прочное сцепление парафиновых отложений с поверхностью трубопровода.

Также имеет значение:

перепад температур: с увеличением разницы между температурами окружающей среды и потока нефти количество отлагающегося парафина пропорционально возрастает.

давление и газовый фактор: при давлениях выше давления насыщения температура начала выпадения парафинов возрастает с увеличением давления. Если давление ниже давления насыщения, то при снижении давления наблюдается рост температуры начала кристаллизации, что объясняется увеличением объема выделяющегося газа, который существенно влияет на растворимость парафина в нефти и понижение температуры нефтегазового потока (рисунок 2).

арланский месторождение нефть газ трубопровод



Рисунок 2 - Зависимость температуры насыщения пластовой нефти парафином от давления

Зоне начала образования отложений соответствует широкий диапазон давлений: 5 - 10 МПа. Тот факт, что в некоторых скважинах процесс накопления отложений начинался при давлениях, значительно превышающих давление насыщения, говорит о том, что разгазирование не является фактором, определяющим начало накопления отложений, хотя и является причиной более интенсивного протекания процесса.

Скорость течения: с увеличением скорости потока нефти интенсивность накопления отложений сначала растет, вследствие увеличения массопереноса, достигает максимума и при определенной скорости начинает убывать, т.к. с ростом скорости нефть лучше удерживает кристаллы парафина во взвешенном состоянии и возрастает возможность смыва отложившегося парафина из-за превосходства сил касательных напряжений над силами сцепления между частицами парафина и поверхностью трубы. Губин полагает, что максимальную интенсивность отложений следует связывать не с переходом режима течения из ламинарного в турбулентный, а со скоростью потока, характерной для данного типа нефти.

Свойства поверхности: от характеристик поверхности зависит прочность сцепления парафиновых отложений с поверхностью. При прочих равных условиях интенсивность парафинизации поверхности различных материалов зависит от степени их полярности. Слабой сцепляемостью с парафинами обладают материалы с высокой полярностью (гидрофильностью). Самая низкая интенсивность запарафинивания у стекла, самая высокая -- у полиэтилена, что можно объяснить аналогией строения полиэтилена и предельных углеводородов нормального ряда, к которым относятся компоненты нефтяных парафинов. Фторопласт, также являющийся неполярным веществом, запарафинивается с меньшей интенсивностью. Вывод: полярные материалы хорошо сопротивляются парафинизации. Высокое качество обработки поверхности стальных труб не является препятствием для их запарафинивания. Только на начальной стадии парафинизации проявляется влияние качества обработки стальных поверхностей, т.к. шероховатость при развитом турбулентном режиме интенсифицирует перемешивание, а, следовательно, и выделение газа и парафина. Однако после образования слоя парафина небольшой толщины (т.е. с течением времени), скорость накопления отложений парафина уже не зависит от чистоты обработки поверхности. С увеличением степени полярности материала и чистоты обработки поверхности сцепление ослабевает и смыв парафиновых отложений будут происходить при меньших скоростях потока нефти.

Обводненность продукции: с увеличением доли воды в потоке интенсивность отложения парафина снижается по двум причинам:

из-за увеличения суммарной теплоемкости (теплоемкость воды выше, чем теплоемкость нефти) температура потока повышается, что приводит к уменьшению отложения парафина;

из-за изменения характера смачиваемости поверхности, увеличения площади контакта стенки трубопровода с водой.

Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ): образование плотных, трудноудаляемых с металлической поверхности парафиновых отложений происходит только при наличии в нефти САВ. В их присутствии поверхность отложений имеет развитую шероховатость, при отсутствии - поверхность становится идеально гладкой, а отложения представляют собой слой с рыхлой структурой и низкими механическими характеристиками. Асфальтены способны выпадать из раствора и самостоятельно участвовать в формировании плотных осадков. В присутствии смол этот процесс усиливается. Т.е. парафин -- основной материал отложений, а смолы обладают цементирующими свойствами.

Компонентный состав нефти: от него зависит растворяющая способность нефти по отношению к парафину: чем больше выход светлых фракций (выкипающих до 350 ^оС, тем больше выпадет парафина. Установлено, что нефти с высоким содержанием углеводородов нафтенового и ароматического рядов менее склонны к формированию прочных парафиновых отложений, чем нефти, в составе которых преобладают соединения метанового нормального или парафинового рядов и которые даже при малом содержании высокомолекулярных соединений образуют плотные отложения парафина.

Плотность, вязкость нефти: легкие, маловязкие нефти с большим содержанием легких фракций, выкипающих до 300 °С, способствуют более быстрому накоплению отложений парафина по сравнению с нефтями большей плотности и вязкости. Это объясняется тем, что хотя растворяющая способность нефтей, содержащих больше легких фракций при одинаковых температурных условиях, выше, чем у тяжелых нефтей, она влияет в основном на температуру массовой кристаллизации парафина, понижая ее. В остальном же на процесс формирования и накопления отложений -- структурообразование парафина и его агрегативную устойчивость -- в основном влияет содержание смол и асфальтенов (основные строительные материалы).

Время: с течением времени количество отложившегося парафина возрастает. Наибольшая интенсивность парафинизации наблюдается вначале процесса, затем скорость роста отложений снижается из-за уменьшения теплоотдачи от нефти во внешнюю среду вследствие увеличения толщины отложившегося слоя парафина.

Для многих залежей характерна высокая температура насыщения нефти парафином: 48 - 50 ^оС.

2.1.3 Температурный режим трубопроводов системы промыслового сбора нефти

Как известно, на процесс выпадения парафина из раствора преобладающее влияние оказывает снижение температуры потока, происходящее вследствие отдачи тепла в окружающую среду и разгазирования нефти по длине подъемных труб. Проведенными исследованиями установлено, что в общем, температурном балансе доля охлаждения потока при разгазировании составляет в среднем 23 - 37 %, т. е. основная доля тепла теряется потоком за счет теплоотдачи в окружающую среду. Это в основном происходит в выкидных линиях при движении газонефтяного потока от устья скважины до пунктов сбора нефти.

На характер парафинизации сборных трубопроводов при совместном транспорте нефтегазовых смесей в основном действует распределение температуры по длине участка от устья скважины до пунктов сбора нефти. Потери тепла в выкидных линиях могут различно влиять на распределение и интенсивность парафиновых отложений по длине: чем больше температурный перепад на единицу длины трубопровода, тем больше интенсивность отложений парафина, но при этом зона парафинизации сокращается. Другими словами, чем раньше наступит температурная стабилизация потока, тем меньше участок парафинизации.

Практика показывает, что по всей длине выкидных линий не наблюдается температурной стабилизации потока. Этим можно объяснить тот факт, что парафинизация трубопроводов в промысловой системе сбора нефти наблюдается почти на всю длину. Но зона интенсивных отложений парафина не распространяется далее 200 - 300 м, что необходимо учитывать при осуществлении мероприятий по борьбе с отложениями парафина.

В нефтесборных коллекторах температурные потери значительно ниже, чем в выкидных линиях скважин. Вследствие небольшого содержания свободного газа после 1 ступени сепарации поток в коллекторах по структуре приближается к однофазному. Проведенные на месторождениях Западной Сибири экспериментальные исследования температурных режимов нефтесборных коллекторов показывают, что полный коэффициент теплопередачи от нефтегазовой смеси в окружающий трубопровод грунт составляет около 2 ккал/(м²_*ч_*^оС). Отсюда следует, что основные температурные потери в системе промыслового сбора нефти происходят до 1 ступени сепарации, т. е. на участках скважина -- установка 1 ступени сепарации. Обычно длины участков от трубопроводного замерного устройства (ТЗУ) до нефтесборного коллектора сравнительно небольшие. Температурный режим нефтесборных коллекторов зависит от температуры нефти на установках 1 ступени сепарации и их производительности.

Процесс парафинизации трубопроводов (при прочих равных условиях) определяется двумя параметрами: температурой и скоростью движения потока. Установлено, что уменьшение температуры потока приводит к росту отложений парафина. Увеличение же скорости потока приводит к увеличению зоны запарафинивания трубопровода и перемещению зоны максимальных отложений от устья по длине выкидной линии. Однако замечено, что рост отложений парафина прекращается при достижении определенной скорости потока; это связано с увеличением касательных напряжений на стенках трубопровода до величины, превышающей критические напряжения в отложениях парафина на границе с потоком жидкости.

Следовательно, с точки зрения предотвращения отложений парафина в трубопроводах желательно увеличивать скорости потока, что может быть достигнуто путем некоторого уменьшения диаметра выкидных линий. Увеличение скорости приведет к улучшению температурного режима трубопроводов в связи с тем, что, во-первых, при охлаждении потока (режим турбулентного движения) интенсивность теплоотдачи потока ниже, чем при нагревании потока, во-вторых, теплоотдача зависит еще и от температурного напора, а, следовательно, и от тепловой нагрузки поверхности нагрева - с увеличением температурного напора теплоотдача при нагревании жидкости возрастает, а при охлаждении - убывает. Все эти доводы указывают на то, что выгоднее применять выкидные линии меньшего диаметра. Однако уменьшение диаметра выкидных линий может привести к увеличению гидравлических сопротивлений и увеличению интенсивности отложений парафина.

При выборе диаметра трубопровода в связи с увеличением гидравлических сопротивлений следует учитывать как возможные дебиты скважин, так и минимальные значения возможных напоров на их устье при фонтанном способе эксплуатации.

Если в скважинах при подъеме нефти от забоя к устью определенное влияние оказывает процесс разгазирования нефти, то в выкидных линиях и сборных коллекторах этим процессом можно пренебречь. В этих условиях температура потока снижается только за счет отдачи тепла в окружающую среду.

Температурный перепад влияет на характер парафинизации оборудования резче в трубопроводах, подверженных сезонным температурным колебаниям. А поскольку часто выкидные линии прокладываются по поверхности земли, температурные перепады в зимний период достигают довольно больших величин, что отражается на увеличении интенсивности их запарафинивания. В целом большему температурному перепаду соответствует большая интенсивность запарафинивания оборудования. Длина и толщина отложившегося слоя парафина находятся в прямой зависимости от производительности скважины.

2.1.4 Химические методы борьбы с отложениями парафина в трубопроводах системы промыслового сбора нефти

Химические методы борьбы с отложениями парафина развиваются и создаются по двум основным направлениям:

удаление смолопарафиновых отложений с помощью органических растворителей и водных растворов различных композиций поверхностно-активных веществ (ПАВ);

предотвращение отложения парафина применением химпродуктов, ингибирующих процесс формирования смолопарафиновых отложений.

Такая классификация способов борьбы с oтложeниями парафина построена на основе практических приемов удаления или предотвращения образования отложений, поэтому является формальной.

Исходя из основных положений механизма парафинизации промыслового оборудования, все способы борьбы с отложениями парафина целесообразно классифицировать на основе учета решающих физико-механических свойств взаимодействующих фаз (нефть-парафин-поверхность оборудования):

растворимости парафина в нефти;

особенностей структуры и прочности парафиновых отложений;

энергии взаимодействия кристаллов парафина, взвешенных в объеме нефти, друг с другом и поверхностью оборудования;

энергии межмолекулярных связей между кристаллами парафина и поверхностью, на которой они возникают.

В общем случае любая группа способов борьбы с отложениями парафина может оказаться перспективной, если они основаны на использовании таких свойств взаимодействующих фаз, на которые легко воздействовать в необходимом направлении современными техническими средствами.

Проблему борьбы с отложениями парафина можно решить на наиболее, высоком уровне, применив способы четвертой группы. Это достигается путем использования защитных покрытий, имеющих низкую сцепляемость с нефтяными парафинами, и путем добавления в нефть химических присадок, придающих аналогичные свойства поверхности нефтепромыслового оборудования. Однако возможности их применения на практике неодинаковы.

Как правило, на практике применяются оба метода, которые дополняют друг друга.

Так, до применения ингибиторов необходимо тщательно подготовить скважину -- очистить от смолопарафиновых отложений НКТ, арматуру и выкидные пинии с помощью удалителей. После подготовки скважины применяют ингибиторы для предотвращения отложений смолопарафиновой массы.

Исходя из состава АСПО, который зависит от состава нефти, прежде всего ее высокомолекулярной части, и гидро- и термодинамических условий формирования отложений производится выбор химических реагентов, удаляющих или предупреждающих отложения.

Подбор химреагентов основан на экспериментальных исследованиях.

Сущность химических методов удаления парафиновых отложений заключается в предварительном их разрушении или растворении с последующим удалением. Для этих целей используются: органические растворители с высокой растворяющей способностью не только твердых углеводородов, но и асфальтосмолистых веществ; водные растворы ПАВ, которые при контакте с парафиновыми отложениями проникают в их толщу и, диспергируя смолопарафиновую массу, снижают их прочность вплоть до разрушения.

Одним из наиболее эффективных способов ликвидации отложений парафина является использование растворителей, объем которых определяется количеством и растворимостью парафина в имеющемся растворителе при средней температуре в скважине. Растворимость парафина зависит от температуры его плавления, температуры кипения растворителя, температуры растворения

Растворители и растворы композиций ПАВ более эффективно действуют при повышенной температуре. На практике нередко химические методы удаления парафиновых отложений применяются в сочетании с тепловыми и механическими методами. При этом достигается наибольший технологический и экономический эффект в результате существенного ускорения процесса и полноты удаления смолопарафиновых отложений. Особых ограничений для применения методов удаления смолопарафиновых отложений нет. Вместе с тем при использовании химических методов в сочетании с тепловыми и механическими методами необходимо соблюдать осторожность. Интенсивное удаление таких отложений из сильно запарафиненных объектов может вызвать образование парафиновых пробок в трубопроводе. Такие объекты целесообразно обрабатывать в два-три этапа: вначале с помощью удалителя при обычной температуре, а затем для более полного удаления смолопарафиновых отложений -- при повышенной температуре (60 - 70 ^оС). Легкие углеводородные растворители используются, как правило, без подогрева.

Для предотвращения парафиноотложения применяют разнообразные композиции химических веществ, существенно различающихся по механизму воздействия на образование смолопарафиновых отложений на поверхности оборудования.

Так, композиции, состоящие в основном из ПАВ являются смачивателями поверхности оборудования и диспергаторами смолопарафиновых составляющих отложений. При постоянной дозировке такого химпродукта в скважину на поверхности оборудования создается гидрофильная пленка, препятствующая формированию на ней отложений. Одновременно такой реагент оказывает диспергирующее действие на твердую фазу смолопарафиновых веществ, что способствует беспрепятственному выносу их потоком жидкости. Для предупреждения отложений парафина применяются химреагенты -- депрессаторы, предотвращающие рост кристаллов и образование структур с плотной упаковкой молекул твердых углеводородов.

Отложениям парафина препятствуют также химреагенты -- модификаторы, изменяющие кристаллическую структуру парафинов в процессе их фазового перехода. Основное требование успешного применения экспериментально подобранных химреагентов - подача реагента в поток продукции скважины до места начала кристаллизации парафина.

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;

ингибиторы парафиноотложений.

Каждый способ предотвращения отложений парафина в процессе добычи нефти имеет свою область эффективного применения.