1. Методы борьбы с отложениями парафина. Парафиновые отложения нефти


Парафиновое отложение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Парафиновое отложение

Cтраница 1

Парафиновые отложения представляют собой темную массу от мазеобразной до твердой консистенции; они содержат кроме парафина значительное количество смол, масел, воды ( в скважинах, дающих вместе с нефтью и воду) и минеральных частиц.  [1]

Парафиновые отложения были отмечены на первой катушке вплоть до перекрытия сечения трубопровода. Третья катушка была практически чистая.  [2]

Парафиновые отложения были отмечены в непосредственной близости от устья скважин.  [3]

Парафиновые отложения здесь были представлены сплошным слоем, который был равномерно распределен по периметру трубопровода, идущего вертикально от мерника, установленного на постаменте, к трубопроводу.  [4]

Парафиновые отложения, вероятнее всего, относятся к более сложному типу структур - коагуляционно-кри-сталлизационному. Однако в них достаточно четко проявляется влияние кристаллизационной структуры, которая оказывает доминирующее влияние на свойства отложений.  [6]

Парафиновые отложения довольно стойки к кислотам, основаниям и продуктам окисления. В последнее время в США разработан принципиально новый химический метод замедления образования отложений парафина. В скважину вводятся вещества парафинового ряда, выполняющие роль ПАВ. Эти ПАВ снижают степень кристаллизации парафина и предотвращают его отложение.  [7]

Парафиновые отложения в трубках растворяются бензином, и раствор сливается в предварительно взвешенную колбу. Бензин выпаривается, а остаток принимается за количество парафина, отложившегося при заданном режиме опыта.  [8]

Парафиновые отложения состоят из парафина, нефти, асфаль-тенов, а также воды, продуктов разрушения пласта и механических примесей, привнесенных с поверхности в скважину. Выпадая из нефти и, откладываясь на трубах и оборудовании, эти компоненты ( их называют асфальто-смолистыми парафиновыми отложениями - АСПО) нарушают нормальную работу скважин.  [9]

Парафиновые отложения в подъемных трубах и, главное, в выкидных линиях, уменьшают их сечение и тем самым повышают давление в потоке, при наличии же воды-вызывают образование эмульсии. В бюллетене, выпущенном Горным бюро США, Рейетл [22] обсуждает причины выделения парафина и мероприятия для борьбы со скоплениями его в скважинах и трубопроводах.  [10]

Парафиновые отложения представляют собой сложную смесь твердых углеводородов, содержание их ( %) приведено ниже.  [11]

Парафиновые отложения состоят из парафина, нефти, смолистых компонентов нефти, а также воды, твердых частиц, глины и песка. Выпадая из нефти и откладываясь на трубах и оборудовании, эти компоненты ( их называют асфальто-смолистьши парафиновыми отложениями - АСПО) нарушают нормальную работу скважин.  [12]

Парафиновые отложения представляют собой сложную смесь твердых углеводородов со значительным содержанием асфальто-смолистых веществ, масел, воды и механических примесей.  [13]

Парафиновые отложения состоят из парафина, нефти, смолистых компонентов нефти, а также воды, твердых частиц, глины и песка.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Состав - парафиновое отложение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Состав - парафиновое отложение

Cтраница 1

Состав парафиновых отложений зависит от природы углеводородного сырья, от места выбора, т.е. от термодинамических условий, при которых происходит формирование парафиновых отложений.  [1]

Состав парафиновых отложений зависит от природы углеводородного сырья, от термодинамических условий, при которых происходит формирование отложений.  [2]

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.  [4]

Состав парафиновых отложений и их консистенция зависят от состава нефти и физико-химических и эксплуатационных условий, при которых они формируются. Парафиновые отложения в подъемных трубах и выкидных линиях более тугоплавкие, крупнозернистые, почти не содержат нефти, в резервуарах - полужидкие и имеют цвет нефти, в земляных амбарах, в зависимости от времени пребывания, могут быть твердыми, полужидкими и жидкими. К образованию отложений более склонны нефти парафинового основания, которые образуют плотные отложения. Нефти с высоким содержанием ароматических и нафтеновых углеводородов образуют менее прочные отложения. В зависимости от условий формирования состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма различен. Первые порции образующихся отложений всегда более тугоплавкие, в дальнейшем, при массовой кристаллизации, менее тугоплавкие.  [5]

Анализ состава парафиновых отложений из нефтей показывает, что по отношению содержания парафина к содержанию асфаль-тосмолистых веществ ( Я / ( А Q) нефти Суторминских отложений относятся к асфальтеновому типу; нефти Вынгапуровских и Новопограничных отложений ( П / ( А С)) - к парафиновому типу.  [6]

Анализ состава парафиновых отложений из нефтей АО Ноябрьскнефтегаз показывает, что по отношению содержания парафина к содержанию асфальто-смолистых веществ ( П / ( А С) 1) суторминские отложения относятся к асфальтено-вому типу; вынгапуровские и новогодние отложения ( П / ( А С) 1) к парафиновому типу.  [7]

В пластовых условиях твердые углеводороды ( Ci / Hss - C6oHi22), обнаруживаемые в составе парафиновых отложений, как правило, растворены в нефти. При снижении температуры, давления и разгазировании растворяющая способность нефти по отношению к парафину уменьшается. Это приводит к перенасыщению нефти парафином и переходу части его в кристаллическое состояние. Выкристаллизация парафина происходит на стенках оборудования и механических взвесях в потоке нефти. Решающую роль в формировании отложений играют кристаллы парафина и их скопления, возникшие непосредственно на стенках оборудования. Взвешенные в потоке нефти кристаллы парафина в формировании отложений участия практически не принимают. За счет кристаллов такого типа отложения образуются в основном на дне резервуаров.  [8]

В зависимости от природы нефти и содержания в ней твердых углеводородов, а также от места отбора проб соотношения различных компонентов, входящих в состав парафиновых отложений, могут колебаться в широких пределах.  [9]

Опытами, проведенными многими авторами, и в частности нами, на выкидной линии фонтанной скважины 600 ( 3 - й промысел НПУ Туймазанефть), было установлено, что состав парафиновых отложений меняется как по длине, так и по толщине трубопровода.  [10]

Для успешной борьбы с отложениями парафина необходимо определить основные термодинамические параметры газожидкостного потока в скважине: изменение температуры и давления по стволу скважины, давление насыщения нефти газом, а также глубину и интенсивность отложения парафина в зависимости от производительности скважины и обводненности ее продукции. Необходимы также данные о составе парафиновых отложений и температуре их плавления.  [11]

Химическим анализом установлено, что парафиновые отложения представ ляют собой сложную смесь твердых углеводородов со значительным содержанием асфальтосмолистых веществ, масел, воды и механических примесей. В зависимости от природы нефти и содержания в ней твердых углеводородов состав парафиновых отложений изменяется в широких пределах. Например, для месторождений восточных районов ( Шкаповское, Туймазинское, Ромашкинское) в парафиновых отложениях характерно присутствие от 34 1 до 52 3 % твердых углеводородов, от 5 7 до 9 6 % силикагелевых смол и от 1 2 до 4 7 % асфальтенов.  [12]

Образующиеся в условиях работы нефтепроводов парафиновые отложения представляют собой сложную смесь, содержащую асфальтено-смолис-тые вещества, твердые углеводороды, воду и механические примеси. Соотношение между компонентами в нефти изменяется в зависимости от с-природы, а количество воды и Механических пгимесей зависит ст технологических условий. Составы парафиновых отложений, отобранных ия кя-нифольдов скважин рэзличннх месторождений, отличаются по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов.  [13]

Плотность их колеблется в пределах 1000 кг / м3, они хорошо растворяются в бензоле, но нерастворимы в спирте и бензине. Таким образом, состав АСПО зависит от состава нефти и термодинамических условий их образования. В табл. 7.1 приведен состав парафиновых отложений в скважинах Бобровского и Покровского месторождений.  [14]

Из парафиновых углеводородов, содержащихся в парафинистых нефтях, наибольший интерес представляют высшие парафины ( от С1вН34 до С64Н130), которые в нормальных условиях являются твердыми кристаллическими веществами и входят в состав нефтяного парафина. Прежде всего необходимо отметить, что нефтяной парафин представляет собой смесь углеводородов различной молекулярной массы. Лабораторные исследования показывают, что в состав парафиновых отложений кроме парафина входят асфальтены и смолы. Нефтяные смолы представляют собой вещества, в которых сконцентрирована основная масса сернистых, кислородных и азотистых соединений нефти. Смолы хорошо растворяются во всех нефтяных углеводородах, в том числе и в легких предельных углеводородах. Асфальтены - наиболее высокомолекулярные соединения нефти. По составу они близки к смолам и отличаются от них только меньшим содержанием водорода и большим содержанием кислорода, серы, азота.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

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 %).

     

Рис.10.  Парафиновые отложения

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.11.     .

Рис.11.  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, %

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.

students-library.com

Образование парафиновых и гидратных отложений в трубопроводах

Парафины, отлагающиеся на стенках трубопроводов, пред­ставляют собой смесь твердых парафиновых углеводородов со­става С17Н36-С36Н74 и гибридных углеводородов (церезинов алкано-нафтенового строения состава С36Н74-С71Н144). Техниче­ский парафин представляет из себя смесь парафинов (10-75 %), смол (10-30 %), асфальтенов (2-5 %), связанной нефти (до 60 %). 

Твердые метановые углеводороды, парафины, присутствуют практически во всех нефтях; их содержание может колебаться от следов до 20-28 % и иногда их влияние на технологию и тех­нику добычи, сбора и транспорта, подготовку и переработку нефти может быть решающим. Они хорошо растворяются в нефти только при повышенной (40 °С и более) температуре. Так как пластовая температура нефтяной залежи в большинстве случаев выше 40 °С, то парафины в пластовых условиях образуют в нефти гомогенный раствор. 

При извлечении нефти, то есть при снижении давления, тем­пературы и ее разгазировании, растворяющая способность нефти по отношению к парафинам уменьшается. Это приводит к пре­сыщению нефти парафином и переходу его части в кристаллическое состояние. Но этот переход может осуществиться только на какой-то поверхности. Центрами кристаллизации служат выступы, шероховатости поверхности труб и механические взвеси в потоке нефти.

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. 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.

С уменьшением температуры масса кристаллов парафина, взвешенных в нефти, увеличивается, а количество растворенно­го парафина уменьшается. Кристаллы парафина и их скопле­ния, возникшие непосредственно на внутренней поверхности труб, и образуют парафиновые отложения, а образовавшиеся в объеме нефти в формировании отложений практически не участвуют. 

Необходимыми условиями образования отложений парафинов являются: 

  • присутствие в нефти достаточного количества высокомоле­кулярных углеводородов парафинового ряда; 
  • снижение температуры потока нефти до значений, при ко­торых возможно выделение из нефти твердой парафиновой фа­зы. Необходимые температурные условия возникают прежде всего на внутренней стенке трубы; 
  • достаточно прочное сцепление парафиновых отложений с поверхностью трубопровода, исключающее возможность смыва отложений потоком нефти. 

Кроме того, на отложение парафина влияет еще ряд факто­ров: 

  1. Перепад температур: с увеличением разницы между температурами окружающей среды и потока нефти количество отла­гающегося парафина пропорционально возрастает.
  2. 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 объёма выделяющегося газа, который существенно влияет на растворимость парафина в нефти и температуру (понижается) нефтегазового потока.
  3. Скорость течения потока: интенсивность накопления отложений парафина сначала растет с увеличением скорости потока вслетствие увеличения массопереноса, а затем - снижается. Такой характер зависимости обусловлен факторами, определябщими динамическое равновесие между механическими свойствами отложившегося парафина и гидродинамическими харак­теристиками потока нефти. При высоких скоростях течения по­ток смывает отложившийся парафин со стенок труб, что объяс­няется превышением сил касательных напряжений над силами сцепления между частицами парафина и поверхностью трубы. 
  4. Свойства поверхности: на начальной стадии интенсивность отложений парафина зависит от свойств поверхности трубопро­вода, так как шероховатость при интенсивном турбулентном пе­ремешивании интенсифицирует перемешивание, а следователь­но, выделение газа и парафина. Однако после образования слоя парафина скорость отложения уже не зависит от чистоты обра­ботки поверхности. От характеристик ;.поверхности зависит прочность сцепления парафиновых отложений с поверхностью. С увеличением чистоты обработки поверхности сцепление осла­бевает, и смыв парафиновых отложений будет происходить при меньших скоростях потока нефти. 
  5. Обводненность продукции: с увеличением доли воды в по­токе интенсивность отложения парафина уменьшается по двум причинам: а) из-за увеличения суммарной теплоемкости (тепло­емкость воды выше, чем теплоемкость нефти) температура пото­ка повышается, что приводит к снижению отложений парафина; б) из-за изменения характера смачиваемой поверхности.
  6. Асфальтосмолистые вещества: образование плотных, трудноудаляемых с поверхности парафинистых отложений происходит в нефти только при наличии в нефти асфальтосмолистых веществ. В их присутствии поверхность имеет развитую шероховатость. При отсутствии - поверхность становится идеально гладкой, а поверхность представляет собой слой с рыхлой структурой и низкими механическими характеристиками. Иными словами, парафин - основной материал отложений, а смолы обладают цементирующими свойствами. Установлено, что чем больше смол находится в нефти, тем более плотные отложения образуются на поверхности.
  7. Компонентный состав нефти: от него зависит растворяю­щая способность нефти относительно парафина - чем больше выход светлых фракций (выкипающих до 35 °С), тем больше выпадет парафина, чем тяжелее нефть, тем она хуже растворяет парафин, тем интенсивнее будет выпадать из нее парафин.
  8. Плотность нефти: чем тяжелее нефть, тем хуже она рас­творяет парафин, то есть тем интенсивнее будут выпадать из такой нефти парафины. 
  9. Влияние времени: с течением времени количество отло­жившегося парафина возрастает. Наибольшая интенсивность наблюдается в начале процесса, а затем скорость роста отложе­ний парафина снижается из-за уменьшения теплоотдачи от нефти во внешнюю среду вследствие увеличения отложившегося слоя парафина. 

Из-за выпадения парафина:

  • увеличиваются гидравлические сопротивления, снижается пропускная способность трубопровода вплоть до полного пере­крытия сечения трубопровода; 
  • меняются реологические свойства нефти вплоть до потери текучести; 
  • микрокристаллы парафина, кристаллизируясь на границе раздела «нефть-вода», стабилизируют эмульсию, в результате чего для ее разрушения необходимы повышенная температура и деэмульгаторы. 

В газопроводных сетях при наличии в транспортируемом газе влаги и при определенных условиях возможно образование газо-гидратных отложений, также отрицательно влияющих на про­пускную способность газопроводов. 

Добыча природного газа на крупнейших газовых месторож­дениях, расположенных в районах Западной Сибири, зачастую осложнена образованием газовых гидратов. Наличие влаги в газе и снижение температуры при его движении в скважинах, системах сбора и подготовки создают условия для отложения гидратов на стенках труб и оборудования. Перекрытие проход­ных сечений подземного и наземного оборудования приводит к срыву работы оборудования и авариям. 

Гидраты являются типичными представителями соединении клатратного типа, в которых межмолекулярные полости, имею­щиеся в структуре воды, заполнены молекулами газов, которые в обычных условиях не обладают большой химической активно­стью (инертные и природный газы, углекислый газ, азот, серо­водород и др.). 

Растворение газов в воде представляет собой экзотермический процесс (происходит с выделением тепла). При этом газ выступает в роли гидратообразующего элемента (гидратообразователя).

Гидраты, где молекулы воды, соединенные между собой водородными связями, образуют кристаллическую решетку, в больших и малых полостях которой располагаются молекулы гза - гидратообразователи, связанные с молекулами воды Вандер-Ваальсовыми силами, называются кристаллогидратами. Кристаллогидраты своим внешним видом похожи на снег или лед и относятся к классу твердых растворов.

В газонефтепромысловой практике под гидратами обычно понимается гидрат, находящийся в кристаллическом состоянии. 

Общая химическая формула газовых гидратов имеет вид: Мnh3O, где М означает включенную молекулу газа, n - пере­менное число, зависящее от типа гидратообразователя, давления и температуры.

Газовые гидраты образуют две кубические кристаллические структуры, и, соответственно, различают две группы газовых гидратов: со структурой 1 и со структурой 2. Идеальный состав гидратов природного газа, то есть смеси углеводородов, струк­туры 1 - M13M223h3O и структуры 2 - M12M217h3O, где М1 - газ, заполняющий большие полости, М2 - газ, заполняю­щий малые полости. Длина ребра элементарной ячейки гидрата типа 1-1,20 нм, типа 2 - 1,47 нм. Количество молекул воды в ячейке типа 1 - 46, типа 2 - 136. Легкие углеводородные газы, такие как метан (СН4) и этан (С2Н6), образуют гидраты струк­туры 1, пропан (С3Н8) и изобутан (i-С4Н10) - структуры 2. Нормальный бутан и более тяжелые углеводороды гидратов во­обще не образуют. С понижением температуры кипения, а также с увеличением размеров молекул гидратообразователя устойчи­вость гидратов увеличивается. Наиболее устойчивым является гидрат изобутана. 

Условия образования гидратов природных и попутных нефтяных газов характеризуются давлением, температурой, а также компонентным составом воды и газа. 

Для простых гидратов, образованных из индивидуального га­за и воды, эти условия наглядно представляются равновесными кривыми в координатах: давление (р) - температура (t).

На рисунке ниже приведены равновесные кривые природных газов различной плотности по воздуху в зависимости от температуры и давления.

Равновесные кривые образования гидратов природных газов в зависимости от давления и температуры 

Задание одного параметра, например температуры, однозначно определяет другой параметр - давление. Область существования гидратов - слева от соответствующих кривых. Видно, что чем выше плотность газа, тем выше температура гидратообразования. Эта закономерность справедлива лишь тогда, когда с ро­стом плотности газа в гидратообразовании участвуют все его компоненты. Если же плотность газа повысится за счет негидратообразующего компонента, то температура его гидратообразования понизится. 

Процесс образования гидратов газов начинается с появлением центров кристаллизации на поверхности контакта «газ - вода», которая может быть границей раздела воды и газовой фазы в скважине, трубопроводе, поверхностью пузырька, проходящего через водную среду, или капли жидкости в газе, влажной глины частицы. 

Скорость роста кристаллов гидрата, например метана, в га­зовой среде значительно выше, чем в воде, и определяется скоростью диффузии молекулы воды через гидратную пленку и скоростью диффузии воды в газовой среде. Молекулы воды, размер которых меньше, чем размер молекул метана, диффундируют значительно быстрее через гидратную пленку. Скорость роста кристаллов гидрата сильно зависит также и от скорости образования свободной поверхности контакта «газ—вода», то есть от степени турбулизации газоводяного потока.

Условия образования гидратов из нефтегазовых смесей и во­ды характеризуются изменением состава газа при изменении термобарических условий в стволе скважины по мере продвиже­ния смеси к устью. Поэтому, чтобы рассчитать условия гидратообразования из нефти газа и воды, необходимо сначала для каждых значений давления и температуры определить из усло­вий равновесия «нефть - газ» компонентный состав газа. Ис­ходными параметрами при этом являются компонентный состав углеводородной смеси жидкости и газа, давление и температура. Фазовое же равновесие нефти и газа рассчитывается по уравне­ниям концентраций с использованием констант фазового равно­весия. После этого методом последовательных приближений для каждого фиксированного значения температуры при неизменном начальном составе системы определяются условия гидратообразования.  

Из-за довольно длительного процесса гидратообразования (недели и месяцы) на стенках труб магистральных газопроводов газовые гидраты будут конденсироваться непосредственно из газовой фазы, минуя стадию образования переохлажденной во­ды. Необычайно быстрое образование гидратных пробок (за считанные часы) возможно при остановке куста газовых сква­жин по тем или иным технологическим причинам и оставлении при этом возможности перетока газа между скважинами куста эксплуатационных скважин, пробуренных на разные эксплуата­ционные объекты (и, следовательно, при некотором различии текущих пластовых давлений в этих объектах). 

Основным способом борьбы с гидратообразованием является применение ингибиторов. Механизм действия ингибиторов гидратообразования в термодинамическом смысле заключается в снижении активности воды в водном растворе и, как следствие, в изменении равновесных условий образования гидратов. Одна­ко существуют такие вещества (например, серный эфир, ацетон, некоторые спирты), которые, с одной стороны, снижают активность воды в водном растворе, а с другой, сами участвуют в об­разовании смешанного газового гидрата.  

Существуют также безингибиторные методы борьбы с гидратообразованием, которые на сегодняшний день имеют два основ­ных направления развития:

Такое серьезное осложнение, как образование гидратных от­ложений и пробок, имеет место в НКТ газовых и нефтяных газлифтных скважин, в системах сбора и в магистральных газопродуктопроводах, встречается также и в газораспределитель­ных сетях. Образование сплошной пробки должно рассматри­ваться как серьезная аварийная ситуация, в большинстве случа­ев связанная с определенными нарушениями технологического регламента ведения процесса или с просчетами в проектирова­нии и строительстве.  

Методы и способы индикации (или, иначе говоря, фиксации) момента начала процесса образования (и/или отложения) гид­ратов в промысловых коммуникациях, а также эффективные способы и технические приемы обнаружения наличия и место­расположения гидратных отложений (несплошных гидратных пробок) имеют существенное значение при контроле техническо­го состояния (диагностике) газопромысловых объектов, магистральных и распределительных трубопроводов.

Контроль процессов образования и отложения газовых гид­ратов с целью повышения эффективности газотранспортной си­стемы, предупреждения аварийных ситуаций необходим в сле­дующих случаях: 

Как отложения парафинов и гидратов, так и борьба с этими отложениями увеличивают механические и температурные нагрузки на стенку трубопровода, что, в свою очередь, приводит к интенсификации механохимической коррозии, снижению ре­сурса и повышению вероятности повреждения трубопровода. С целью своевременного предупреждения парафино-, гидрато­образования и борьбы с этими негативными явлениями необхо­димо иметь своевременную и точную информацию об отложени­ях и закупорках, возникающих из-за их влияния на трубопро­водную систему.

Таким образом, вопросы определения величины отложения парафина, гидратов на стенках, определения места закупорок полного или неполного сечения трубопровода являются весьма актуальными проблемами и требуют безотлагательного, своевре­менного и качественного решения. 

ros-pipe.ru

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 парафинав 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.37.

 

Рис.37. 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 10 .

Таблица 10

Состав асфальто-смолопарафиновых отложений

 

Компоненты Массовые доли компонентов по скважинам, %
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.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

1. Методы борьбы с отложениями парафина

одним из факторов, осложняющих процесс эксплуатации скважин, является отложение парафина на стенках подъемных труб, устьевой арматуры и выкидных линий.

Для борьбы с отложениями парафина применяют следующие основные способы:

1. Механический, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность.

2. Тепловой, при котором скважина промывается теплоносителем (паром, горячей водой или нефтепродуктами).

3. Использование подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или покрытых специальным лаком или эмалями).

4. Химический,  при котором парафин удаляется с помощью растворителей.

5. физический – применение магнитных полей – они в потоке жидкости кристализуют парафины, которые потоком выносятся из скважины.

2. Схема сбора нефти и газа на промысле. Основные элементы днс и их назначение.

Жидкость, поступающая с кустов, проходит первичное разгазированиена ДНС,на ДНС с УПСВ производится предварительное обезвоживание (предварительный сброс воды). На ДНС с УПСВ имеются блоки реагентногохозяйства, которые подают реагент-деэмульсаторна входе ДНС для интенсификации процесса отделения воды (разделения эмульсии).

С ДНС нефть откачиваетсяна ЦПС для окончательного разгазированияиобезвоживания (подготовки до товарной кондиции) исдается всистему магистральных нефтепроводов через коммерческий узел учета.

В настоящее время на ДНС принята технология сепарации нефти, включающая разгазирование газожидкостной смеси вдве ступени.

В качестве сепараторов первой, второй иконцевой ступени сепарации применяются серийно выпускаемые аппараты типа НГС. На большинстве объектов очистка газа осуществляется ввыносных газосепараторах. Вкачестве газосепараторовиспользуются аппараты объемом 8, 12, 25, 50, 100 м-, либо нефтегазовые сепараторы типа НГС без переоборудования. Предварительный сброс воды осуществляется внапорных отстойниках ОГ-200С и ОГ-200П объемом 200 м3.

Обводненнаяичастично обезвоженная нефть с ДНС проходит полный цикл подготовки на УПНЦПС методом термохимического обезвоживания сприменением нагревателей трубчатого типа ПТБ-10, напорных отстойников, электродегидраторовитоварных резервуаров типа РВС-5000, РВС-10000.

Газ, выделяющийся из нефти на первой ступени сепарации ДНС,через газосепараторыподается под давлением сепарации всистему газопроводов идалее на Локосовский ГПЗ.

Газ, выделяющийся из нефти на второй ступени сепарации ДНС,как правило, сжигается на факелах.

Подготовка нефти до товарных кондиций осуществляется на Локосовском ЦПС.Товарная нефть проходит на ЦПС через резервуары динамического отстоя, оборудованные дыхательными клапанами типа НКДМ,КДСиКПГ.

Очистка пластовойводы на УПСВиЦПСосуществляется врезервуарах типа РВС-700,РВС-1000,РВС-2000,РВС- 5000, отличающихся особой внутренней начинкой. Очищенная вода откачиваетсяна КНСсистемы ППД.

Вода сУПНпоступает на очистные сооружения идалее всистему ППД.Нефть сУПНокончательно разгазируется всепараторах КСУипоступает втоварные резервуары, откуда через коммерческий узел учета подается всистему магистральных нефтепроводов.

Сдача товарной нефти всистему магистральных нефтепроводов на ЛокосовскомЦПСпроводится через коммерческий узел учета нефти.

studfiles.net