Технические средства борьбы с АСПО
Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по предупреждению образования отложений и их удалению (рис.2.9).
Существует несколько наиболее известных и активно применяемых в нефтедобывающей промышленности методов борьбы с АСПО. Но многообразие условий разработки месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий.
Применение покрытий
Как метод предотвращения АСПО следует отдельно выделить применение гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали. При перевозках, спускоподъемных операциях и в скважинах НКТ подвергаются значительным ударным, растягивающим, сжимающим, изгибающим и другим нагрузкам. Стеклянное покрытие ввиду его хрупкости, значительной толщины и отсутствия сцепления с металлом трубы не надежно и разрушается в процессе спускоподъемных операций. Последнее приводит к образованию стеклянных пробок в колонне НКТ и заклиниванию насосов. Кроме того, технология нанесения стеклянных и эмалевых покрытий предполагает нагрев труб до 700-800 0С, что вызывает необратимые процессы в структуре металла и расплавление вершин резьб.
Рис.2.9 Классификация методов борьбы с АСПО
На промыслах ОАО "Оренбургнефть" были опробованы НКТ с покрытиями из бакелитового лака, бакелито-эпоксидной композиции, эпоксидного лака и стеклоэмали. Недостаточные термо- и морозостойкость эпоксидных смол являются сдерживающим фактором их широкого применения. С этих позиций лучшими могут считаться НКТ, футерованные стеклоэмалью. Прочность и адгезия эмали высоки. Сколы в процессе спускоподъемных операций и транспортировки не наблюдаются. Большое сопротивление истиранию, низкие тепло- и электропроводность открывают большие перспективы внедрения труб со стеклоэмалевым покрытием в нефтедобывающей промышленности.
|
|
|
Химические методы предупреждения образования АСПО
Одним из самых распространенных методов предупреждения АСПО является химический метод с большим числом способов. Прежде всего, это применение ингибиторов АСПО. Хорошие ингибиторы содержат и депрессаторы – вещества, снижающие температуру кристаллизации парафина, и модификаторы, или диспергаторы – вещества, снижающие структурную связь и монолитность отложений. Ингибиторы также обладают в определенной степени моющими и растворяющими свойствами.
Каждое месторождение имеет отличные от других место- рождений состав и свойства нефтей и пластовых флюидов. Даже в пределах одного месторождения, в зависимости от того, где расположена скважина – в центре или периферии, состав и свойства нефтей могут значительно отличаться в продукции скважин. В маломощных пластах, расположенных в водонефтяной зоне, нефть более окисленная, с большим содержанием АСПО, большей вязкостью и меньшим газовым фактором. Поэтому рекомендуется подбирать со- ответствующий ингибитор для каждого месторождения индивидуально. Выбор ингибитора производят на основе лабораторных и промысловых испытаний. Один из методов лабораторных испытаний приводится ниже
|
|
|
Определение эффективности ингибиторов асфальтосмолопарафиновых отложений.
Для определения эффективности действия реагентов в качестве ингибиторов АСПО проводят следующие испытания.
Испытание на отмыв пленки нефти. С помощью мерного цилиндра в колбу отмеривают 50 мл нефти и 10 мкл (0,02%) испытываемого реагента. Колбу закрывают притер- той пробкой и содержимое тщательно перемешивают путем интенсивного встряхивания в течение 3-5 минут. Нефтью, обработанной реагентом, заполняют пробирку и выдерживают 20 минут для образования пленки нефти на поверхности стекла. Затем нефть из пробирки выливают обратно в колбу, а пробирку на 0,5 объема заливают пластовой водой того же месторождения и пополняют ее нефтью с реагентом из колбы. Пробирку плотно закрывают пробкой и переворачивают. Одновременно с этим включают секундомер и производят регистрацию смыва пленки нефти по времени. Отмыв нефтяной пленки в присутствии ингибитора считается отличным, если за 30 секунд отмывается 70-90% поверхности, хорошим – если та же поверхность отмывается за 60 секунд, удовлетворительным – за 180 секунд и неудовлетворительным – более чем за 180 секунд.
|
|
|
Испытание на дисперсию и отмыв АСПО происходит следующим образом. Вначале определяют совместимость реагента с пластовой водой. С помощью мерного цилиндра
отмеривают 50 мл пластовой воды и помещают ее в коническую колбу, куда шприцем дозируют 0,5 мл реагента. Если при смешивании реагент и пластовая вода сразу расслаиваются, то результат считается отличным, если образуется эмульсия – хорошим, если реагент полностью растворяется в пластовой воде – удовлетворительным, если не растворяется – неудовлетворительным.
Далее фиксируют диспергирование парафиновых отложений, налипы и замазывание стенок конической колбы. В коническую колбу, в которой находится 50 мл пластовой воды и 0,5 мл реагента, помещают 2-3 г АСПО. Содержимое нагревают на плитке до полного плавления отложений, осторожно перемешивая вращением. Затем колбу охлаждают под струей водопроводной воды, встряхивая ее круговыми движениями. Дисперсия считается отличной, если все имеющиеся в объеме частицы АСПО имеют размер 0,1- 3 мм, хорошей – если размер частиц составляет 0,1-5 мм, удовлетворительной – при размере частиц 1,7-7 мм. Если в объеме есть частицы АСПО, имеющие диаметр более 7 мм, результат считается неудовлетворительным.
|
|
|
Налипание АСПО определяют по проценту занятой на- липами поверхности. Предельные значения при этом следующие: до 5% результат считается отличным, до 10%
– хорошим, до 40% – удовлетворительным, выше 40% –неудовлетворительным.
Замазывание стенок устанавливают по способности реагента предотвращать образование полос на стенках сосуда. Результат считается отличным, если полоса составляет не более 5% поверхности сосуда, хорошим – до 20%, удовлетворительным – до 50%, неудовлетворительным – более 50%
Для каждого ингибитора определяют величину его дозировки на одну тонну добываемой нефти. Величина дозировки, в свою очередь, зависит от способа подачи ингибитора в продукцию скважины. Большинство применяемых ингибиторов, в зависимости от свойств и состава нефти, от способа подачи, дозируются в пределах 40-200 г/т нефти.
Как было уже отмечено выше, состав ингибиторов АСПО достаточно сложный, причем каждый производитель химреагентов ищет свои методы улучшения свойств ингибитора путем добавления различных присадок, ароматических соединений и др. Эффективность ингибитора для каждого месторождения определяют сначала в лабораторных условиях, потом проводят промысловые испытания, только после этого окончательно принимают решение о применении данного реагента на производстве.
Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 324; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!