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 20^0С, 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.

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

4. 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.