Геолого – физические характеристики месторождений Западной Сибири

ОТЛОЖЕНИЯ ПАРАФИНОВ 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.

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 смоло-парафиновой подкладке. Отсюда следует, что способ накопления парафиновых отложений одинаков как для двух- и трехфазной системы, так и для четырехфазной системы, за исключением момента, определяющего возможность флотации кристаллов парафина глобулами воды и образования подвижной водной пленки на поверхности оборудования.

Появление в нефти песка или других механических примесей, как и появление воды, существенно изменить механизм парафинизации оборудования не может.

По современным представлениям о механизме образования и роста парафиновых отложений особая роль 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 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:

dG/dt = D_m* A * dC/dy, (1)

где G – общий объем отложений парафина;

D_m - коэффициент молекулярной диффузии;

dC/dy – производная от объемной доли растворенных в нефти частиц парафина по расстоянию от стенки трубы;

A - 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 (рис. 6).

Рис.1. 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: 1) из-за увеличения суммарной теплоемкости (теплоемкость воды выше, чем теплоемкость нефти) температура потока повышается, что приводит к уменьшению отложения парафина; 2) 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 саорость роста отложений снижается из-за уменьшения теплоотдачи от нефти во внешнюю среду вследствие увеличения толщины отложившегося слоя парафина.

Для многих залежей Западной Сибири характерна высокая температура насыщения нефти парафином: 48 – 50 ^оС (табл.1). С увеличением содержания в нефти парафина повышается температура насыщения нефти парафином.

Таблица 1

Геолого – физические характеристики месторождений Западной Сибири

Показатель	Минимум	Максимум
Глубина залегания продуктивных горизонтов, м	1490	3100
Пластовое давление, Мпа	15.2	29.6
Пластовая температура, ^оС	50	92
Давление насыщения, Мпа	6.0	15.5
Газовый фактор, м³/т	35	1430
Плотность пластовой нефти, г/см³	0.6	0.85
Вязкость пластовой нефти, мПа_*с	0.3	7.5
Температура застывания нефти, ^оС	-35	+7
Массовое содержание в нефти, %:
Парафина	0.2	11.8
Смол	0.1	14.7
Асфальтенов	0.1	8.5
Температура насыщения нефти парафином, ^оС	5	50
Температура плавления парафина, ^оС	41	68

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 отложенийпо 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 Западной Сибири, высокая. Гомологический состав парафина Северо-Варьеганского месторождения представлен на рис.2.

Рис.2. Гомологический состав парафина Северо-Варьеганского месторождения

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

Состав АСПО некоторых скважин Северо-Варьеганского месторождения представлен в таблице 2 .

Таблица 2

Состав асфальто-смолопарафиновых отложений

Компоненты	Массовые доли компонентов по скважинам, %
Компоненты	649	499	864	880
Смолы	2.33	1.55	3.53	2.47
Асфальтены	2.19	3.96	5.49	2.3
Парафин	23.82	26.54	56.29	30.57
Церезины	5.0	11.0	34.0	25.0

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 скважин Южно-Сургутского месторождения (АО Юганскнефтегаз) 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.

Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 888; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 3 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!