Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИССЕРТАЦИЯ, ХИМИЯ

Разработка и совершенство способа и средств предупреждения и ликвидация аспо и гидратообразований

irina_krut2019 1975 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 79 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 21.01.2020
Выпускная квалификационная работа (магистерская диссертация) содержит 81 страницы, 5 рисунков, 5 таблиц, 87 источников. Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), гидратная пробка, Приразломное месторождение, комбинированный способ, эффект. Объектом исследования является комбинированный способ очистки насосно-компрессорной трубы и возможность внедрения его в условиях Приразломного месторождения . В работе проведено описание комбинированного способа очистки насосно-компрессорной трубы, а так-же особенности асфальтосмолопа-рафиновых отложений в скважинах приразломного месторождения в условиях которого будет рассмотрена возможность внедрения комбини-рованного способа очистки насосно-компрессорной трубы в условия приразломного месторождения.
Введение

Длительная эксплуатация нефтяных месторождений, применение системы заводенния пластов пресной и подтоварными водами сопровождаются снижением пластовой температуры, утяжелением углеводородного состава нефти и обводненнием продукции скважин. Перечисленные факторы вызывают ряд осложнений технологического характера, одно из которых - образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в условиях добычи стойких водонефтяных эмульсий. Образование отложений приводит к уменьшению производительности и эффективности работы нефтепромыслового оборудования и соответственно требует поиска оптимальных методов борьбы. [1] В настоящий момент известно большое количество различных способов удаления и предотвращения парафиноотложений, но наиболее эффективными и широко применяемыми являются химические методы. Полноценная информация о составе и структуре образующихся отложе-ний при воздействии различных факторов, а также установление его свя-зи с химическим составом нефтей, являются необходимым условием для подбора высокоэффективных углеводородных растворителей и моющих растворов для полного удаления отложений с поверхности оборудования. В условиях постепенного обводнения добываемой продукции актуальным является выбор высокоэффективных реагентов для предупреждения процесса осадкообразования из водонефтяных эмульсий, с учетом свойств и состава нефти, а также характера образуемых эмульсий. Несмотря на высокую эффективность химических методов удале-ния и предотвращения образования АСПО в нефтепромысловом оборудовании необходимо учитывать то, что они не являются универсальными и при нарушении технологии обработки скважин или межочистного периода, образование отложений на поверхности нефтепромыслового оборудования все же происходит. Последующая, как правило, механическая зачистка насосно-компрессорных труб (НКТ), пропарка глубинно-насосного оборудования приводит к образованию нефтяных отходом, преимущественно состоящих из асфальтосмолопарафиновых веществ. АСПО как твердый отход нефтедобычи существенно отличается от нефтешламов, тем, что содержит в своем составе до 80-90 % сложных углеводородов, которые, с одной стороны могут оказывают негативное воздействие на окружающую среду, и для выбора рациональной и безопасной схемы его временного хранения, размещения, обезвреживания или переработки требуется установлении класса опасности для данного отхо-да. С другой стороны, высокая концентрация углеводородов, преимуще-ственно представленных парафиновыми структурами, позволяет рассматривать данный вид отхода как ценное органическое сырье, область применения которого также определяется компонентным составом отложений. Учитывая падающие темпы добычи нефти, поиск возможных направлений переработки АСПО обеспечит более рациональное использование невозобновляемых природных ресурсов путем замены первичного сырья вторичным. Целью магистерской диссертации является разработка комплексного подхода к проблеме асфальтосмолопарафиновых отложений и повышенного гидратообразования, основанного на глубоком изучении компонентного состава нефти и образуемых ею отложений и включающего прогнозирование характера осложнений, выбора оптимального метода борьбы с АСПО и гидратообразованием в условиях Приразломного месторождения.
Содержание

СПИСОК УСЛОВНЫХ СОКРАЩЕНИЙ 5 РЕФЕРАТ…………………………………..………………………………. 6 ВВЕДЕНИЕ 8 1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР 10 ПРОБЛЕМЫ ОБРАЗОВАНИЯ АСПО И ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НИМИ 10 1.1 Проблемы образования АСПО 10 1.1.1 Проблема образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) 10 1.1.2 Факторы, способствующие формированию АСПО 11 1.1.3 Взаимосвязь между химическим составом и склонностью нефти к образованию АСПО 14 2 СУЩНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЙ БОРЬБЫ С АСПО И ГИДРАТАМИ 20 2.1 Методы борьбы с АСПО 20 2.1.1 Методы предотвращения АСПО 21 2.1.2 Способы удаления образовавшихся отложений 26 3 ИССЛЕДОВАНИЕ КОМБИНИРОВАННОГО СПОСОБА ОЧИСТКИ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНОЙ ТРУБЫ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 34 4 ВОЗМОЖНОСТЬ ВНЕДРЕНИЯ КОМБИНИРОВАННОГО СПОСОБА ОЧИСТКИ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНОЙ ТРУБЫ В УСЛОВИЯХ ПРИРОЗЛОМНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 47 4.1 Характеристика месторождения 47 4.2 Краткая геологическая характеристика месторождения 48 4.3 Характеристика продуктивных пластов 53 4.4 Свойства пластовых жидкостей и газов 60 4.5 Оценка запасов нефти 62 4.6 Лабораторные исследования 65 4.7 Пример реализации способа очистки насосно-компрессорной трубы в условиях Приразломного месторождения 67 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 69 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 71
Список литературы

1 Абрамзон, Л. С. О запарафинивании нефтепроводов / Л. С. Аб-рамзон, В. А. Яковлев // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1964. – вып. 3 – С. 63-70. 2 Антипьев, В. И. Определение периодичности очистки нефтепро-водов от отложений парафина / В. И. Антипьев // Транспорт и хра-нение нефти и нефтепродуктов. – 1976. – №9. – С. 22-24. 3 Анциферова, А. И. Причины снижения и пути восстановле-ния пропускной способности нефтепровода Каменный Лог – Пермь / А. И. Анциферова, Ю. В. Крылов, П. В. Кузнецов, Е. В. Рабинович // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1971. – №9. – С. 5-7. 4 Арменский, Е. А. Исследование процесса выпадения и рас-творения парафинистых отложений в нефтепроводах : дисс. … канд. техн. наук : 25.00.19 / Арменский Евгений Анатольевич. – Уфа, 1970. – 170 с. 5 Арменский, Е. А. К вопросу изменения «живого» сечения нефте-проводов / Е. А. Арменский // Транспортировка нефти и газа в условиях Севера. – 1976. – вып. 56. – С. 6-11. 6 Арменский, Е. А. Некоторые вопросы температурного режима работы нефтепровода / Е. А. Арменский // Нефть и газ. – 1974. – №2. – С. 21-25. 7 Арменский, Е. А. Перевод нефтепроводов на перекачку светлых нефтепродуктов / Е. А. Арменский // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1971. – №4. – С. 26. 8 Арменский, Е. А. Скребки для очистки трубопроводов больших диаметров от парафиновых отложений / Е. А. Арменский, Ф. Г. Мансуров, П. Т. Прокофьев, А. Н. Тюпа // Научн.-техн. сб. УНИ. – Уфа, 1967. – вып. 2. – С. 4-7. 9 Арменский, Е. А. Результаты экспериментальных исследований процесса парафинизации трубопроводов / Е. А. Арменский, Б. Н. Мастобаев, Р. Я. Хайбуллин // О состоянии научно-исследовательских работ в решении проблем по комплексным программам нефтегазовой промышленности. – Тез. докл. Республ. конф. – Уфа, 1979. – С. 78-79. 10 Арменский, Е. А. Изучение тепловых явлений и динамики отложения парафина в нефтепроводах / Е. А. Арменский, В. Ф. Новосе-лов, П. И. Тугунов // Нефть и газ. – 1969. – №10. – С. 77-80. 11 Арменский, Е. А. К вопросу отложения парафина на стен-ках нефтепроводов / Е. А. Арменский, В. Ф. Новоселов, П. И. Тугунов // Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных газонефтепроводов и нефтебаз. – 1963. – вып. 2. – С. 183-190. 12 Ахатов, Ш. Н. Опыт очистки трубопроводов от отложений парафина / Ш. Н. Ахатов, Н. Л. Зонн, В. В. Галеев // Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных газонефтепроводов и нефтебаз. – 1963. – вып. 2. – С. 179-183. 13 Ахатов, Ш. Н. Механический разделитель для применения в магистральных нефтепроводах / Ш. Н. Ахатов, Р. Г. Исхаков, З. Ф. Каримов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 1973. – №2. – С. 1-3. 14 Ахатов, Ш. Н. Система для запуска сериии механических разде-лителей в магистральные нефтепроводы / Ш. Н. Ахатов, Р. Г. Исха-ков, З. Ф. Каримов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углево-дородного сырья. – 1973. – №3. – С. 11-15. 15 Ахатов, Ш. Н. Система для приема серии механических разделителей на конечном пункте магистрального нефтепровода / Ш. Н. Ахатов, Р. Г. Исхаков, З. Ф. Каримов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 1973. – №5. – С. 3-6. 16 Бадиков, Ф. И. Разработка системы мониторинга трубопро-водов шельфовых месторождений, эксплуатируемых в осложненных условиях (на примере месторождений СРВ) : дис. … канд. техн. наук : 25.00.19 / Бадиков Фанис Идрисович. – М., 1999. – 164 с. 17 Беннет, К. О. Гидродинамика, теплообмен и массообмен / К. О. Беннет, Дж. Е. Майерс. – М. : Недра, 1966. – 726 с. 18 Бобровский, С. А. Растворение слоя отложений на внутрен-ней поверхности трубопровода в потоке растворителя / С. А. Бобровский, В. И. Марон // Нефтяное хозяйство. – 1974. – № 9. – С. 52. 19 Борисов В. В. Исследование парафинизации нефтепроводов / В. В. Борисов // Нефтяное хозяйство. – 1959. – №4. – С. 53-56. 20 Борисов, В. В. Очистка нефтепроводов от парафиновых отложений скребком / В. В. Борисов // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1955. – № 10. – С. 27. 21 Василенко, С. К. Депарафинизация полости нефтепровода Шаим – Тюмень водорастворимыми полимерами / С. К. Василенко, М. П. Савельев, И. Н. Порайко // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1978. – №3. – С. 8-11. 22 Возняк, М. П. Изменение толщины парафиновых отложений по длине трубопровода и во времени / М. П. Возняк, И. Х. Хизгилов, Л. В. Возняк // Респ. межвед. науч.-техн. сб. «Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений». – 1975. – вып. 12. – С. 113-116. 23 Выговский, В. П. Проблема транспорта высокозастывающих нефтей по подводным трубопроводам / В. П. Выговский, Х. В. Бик, Т. К. Шон, Л. Д. Хоэ // Нефтяное хозяйство. – 1996. – № 8. – C. 85-87. 24 Гайле, А. А. Растворимость асфальтосмолопарафиновых от-ложений в сернистоароматическом экстракте дизельной фракции / А. А. Гайле, Л. П. Зайченко, Б. М. Сайфидинов, Л. Л. Колдобская // Нефтепереработка и нефтехимия. – 2011. – №9. – С. 3-4. 25 Губин, В. Е. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродук-тов / В. Е. Губин, В. В. Губин. – М. : Недра, 1982. – 296 с 26 Губин, В. Е. Влияние отложения парафина на режим работы нефтепровода / В. Е. Губин, Ф. Г. Мансуров // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1969. – вып. 6. – С. 46-67. 27 Губин, В. Е. Исследование парафиновых отложений, образующихся в магистральных нефтепроводах / В. Е. Губин, Ф. Г. Мансуров, И. М. Подунов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1973. – №10. – С. 3-6. 28 Губин, В. Е. Очистка нефтепровода от парафиновых отложений щеточным скребком / В. Е. Губин, Ф. Г. Мансуров, Г. П. Савельев, А. Н. Тюпа, П. Т. Прокофьев // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1967. – №12. – С. 11-13. 29 Губин, В. Е., Очистка нефтепровода от парафиновых отло-жений щеточными скребками / В. Е. Губин, Ф. Г. Мансуров, Г. Н. Савельев, А. Н. Тюпа, П. Т. Прокофьев // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1967. – №12. – С. 3-5. 30 Губин, В. Е. Исследование парафинизации нефтепроводов во времени / В. Е. Губин, Р. С. Хабибуллин, Ф. Г. Мансуров // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1977. – вып. 3. – С. 3-5. 31 Дауэнгауэр, В. П. Очистка нефтепроводов от отложений парафина. Вопросы транспорта и хранения нефти и газа / В. П. Дауэнгауэр, К. Д. Фролов // Труды БашНии НП. – М., 1959. – Вып. 2. – С. 44-48. 32 Девяткин, И. Н. Использование гелевых разделительных поршней для вытеснения нефтепродукта и очистки внутренней поло-сти МНПП / И. Н. Девяткин // Транспорт и хранение нефтепродуктов. – 2004. – №1. – С. 9-10. 33 Дизенко, Е. И. Исследование процесса перевода нефтепро-водов на перекачку светлых нефтепродуктов : дисс. … канд. техн. наук : 25.00.19 / Дизенко Евгений Иосифович. – Уфа, 1971. – 172 с. 34 Дизенко, Е. И. Оценка оптимальной потребности в раство-рителе для промывки технологических трубопроводов / Е. И. Дизенко, В. Ф. Новоселов, П. И. Тугунов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1973. – № 9. – С. 7. 35 Димер, А. И. Исследование работы и области применения разделителей ДЗК / А. И. Димер, Н. М. Зубов, Е. М. Климовский // Строительство трубопроводов. – 1964. – № 10. – С. 7-10. 36 Дмитриев, М. Е. Анализ результатов экспериментальных иссле-дований по влиянию различных факторов на процесс парафинизации магистральных нефтепроводов / М. Е. Дмитриев, К. И. Хасанова, Б. Н. Мастобаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2011. – №2 – С. 10-14. 37 Дмитриев М. Е. Совершенствование систем мониторинга парафинизации нефтепроводов шельфовых месторождений / Б. Н. Мастобаев, М. Е. Дмитриев, К. И. Хасанова // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2012. – №4. – С. 44-47. 38 Дмитриев, М. Е. Экспериментальные исследования процесса парафинизации континентальных нефтепроводов / М. Е. Дмитриев, Б. Н. Мастобаев, К. И. Хасанова // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 2011. – вып. 1. – С. 12-15. 39 Дмитриев, М. Е. Развитие экспериментальных исследований процесса парафинизации магистральных нефтепроводов / М. Е. Дмитри-ев, К. И. Хасанова, Р. Н. Аслаева // История науки и техники. – 2011. – Спецвыпуск №2, №8. – С. 81-86. 40 Зонн, Н. Л. Внедрение шаровых резиновых разделителей на трубопроводах Урало-Сибирского нефтепроводного управления / Н. Л. Зонн // Транспорт и храненение нефти и нефтепродуктов. – 1966. – №7. – С. 6-9. 41 Зубарев, В. Г. Исследование интенсивности запарафинивания трубопровода / В. Г. Зубарев // Транспортировка нефти и газа в условиях Севера. – 1976. – вып. 56. – С. 36-39. 42 Зубарев, В. Г. Парафинизация нефтепровода Шаим – Тю-мень / В. Г. Зубарев // Нефть и газ Тюмени. – 1970. – вып. 7. – С. 51-52. 43 Зубарев, В. Г. Распределение парафина по длине нефтепровода / В. Г. Зубарев, Н. М. Оленев // Нефтяное хозяйство. – 1972. – №5. – С. 67-69. 44 Иванова, Л. В. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения [Электронный ресурс] / Л. В. Иванова, В. Н. Кошелев, Е. А. Буров // Нефтегазовое дело. – 2011. 45 Кащеев, А. А. Первый пуск скребка «Чорт» на Баку – Ба-тумском нефтепроводе / А. А. Кащеев // Нефть. – 1930. – №1. – С. 16-17. 46 Кащеев, А. А. Нефтепровод Грозный – Туапсе / А. А. Кащеев // М. - Л. : ОНТИ, 1932. 47 Климовский, Е. М. Совершенствование технологии и средств очистки полости трубопроводов / Е. М. Климовский, В. Г. Селиверстов // Строительство трубопроводов. – 1971. – №8. – С. 8-9. 48 Колесник, И. С. Влияние температуры на процесс парафиниза-ции / И. С. Колесник, И. П. Лукашевич, О. Г. Сусанина // Нефть и газ. – 1971. – №2. – С. 85-88. 49 Колесник, И. С. Исследование прилипаемости парафиновых от-ложений к стальной поверхности / И. С. Колесник, И. П. Лукашевич, О. Г. Сусанина // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. – 1972. – №5. – С. 17-20. 50 Конов, Г. Б. Очистка нефтепровода Шаим – Тюмень / Г. Б. Ко-нов, А. П. Неволин // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1975. – № 9. – С. 19–20. 51 Константинов, Г. А. Опыт пропуска шаровых резиновых разде-лителей по нефтепроводу «Дружба» / Г. А. Константинов, О. Я. Каганов, В. И. Голосовкер // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1970. – №1. – С. 45-49. 52 Концевой затвор для закрытия тупиковых отводов маги-стральных и технологических трубопроводов : а. с. 204074 / М. З. Шварц, В. М. Чулин, А. М. Александров, П. Л. Гельдберт. – № 204074 ; опубл. 20.07.67. 53 Корнилов, Г. Г. Запарафинивание и очистка магистральных газопроводов / Г. Г. Корнилов, Ф. Г. Мансуров // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1966. – №8. – С. 12-16. 54 Косяк, Д. В. Опыт борьбы с отложениями АСПО в подводных трубопроводах проекта «Сахалин-2» / Д. В. Косяк, А. Н. Маркин // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2011. – №6. – С. 12–18. 55 Кузнецов, П. Б. Исследование процесса парафинизации маги-стральных нефтепроводов : дис. … канд. техн. наук : 25.00.19 / Кузнецов Павел Борисович. – М., 1978. – 145 с. 56 Кузнецов, П. Б. Математическая модель процесса парафиниза-ции / П. Б. Кузнецов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1973. – №1. – С. 17-21. 57 Кузнецов, П. Б. Оценка влияния технологических факторов на процесс парафинизации / П. Б. Кузнецов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 1978. – №2. – С. 5-6. 58 Лавик, X. Применение гелей для очистки газопроводной системы "Статпайп" / Х. Лавик // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1986. – № 8. – С. 87. 59 Шаймарданов В.Х., Масленников Е.П., Лоскутова Л.В. Некоторые особенности обработки нефти реагентами деэмульгаторами и их влияние на качество сточной воды // Технологии нефти и газа. – 2007. – № 2. – С.44–50. 60 Тарасов М.Ю., Столбов И.В. Технологические принципы использования центрифугирования для разрушения ловушечных нефтей // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 2. – С.104–105. 61 Садриев А.Р. Исследование воздействия микроволновой обра-ботки на устойчивость нефтяных эмульсий // Технологии нефти и газа. – 2009. – № 1. – С.28–31. 62 Шаймарданов В.Х., Маслеников Е.П. Технология обессоли-вания нефти с использованием аппаратов с подвижной насадкой // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 6. – С.94–97. 63 Сахабутдинов Р.З. Решение проблемы удаления сероводорода из товарной нефти в ОАО «Татнефть» // Технологии нефти и газа. – 2007. – № 2. – С.13–17. 64 Урмомчев С.Ф., Полетаева О.Ю. Коагуляция механических примесей в потоке жидкости // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 9. – С.53–55. 65 Тарасов М.Ю. Исследования способов регулирования реологических свойств высоковязкой продукции скважин Вынгапуровского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 7. – С.115–117. 66 Сахабутдинов Р.З. Методы подготовки сверхвязких нефтей месторождений ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 7. – С.86–89. 67 ОАО «Гиповостокнефть» [Электронный ресурс]. – Режим до-ступа: http://www.gipvn.ru 68 Разработка нефтяных месторождений с применением законтур-ного и внутриконтурного заводнения [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.revolution.allbest.ru 69 Строительство газопроводов. Масляные пылеуловители. [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.stroi-blok.ru 70 Аджиев А.Ю. Очистка углеводородного газа от примесей методом промывки // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 1. – С. 88–89. 71 Аджиев А.Ю. Обобщение экспериментальных данных по растворимости углеводородов в диэтиленгликоле // Нефтепромыслове дело. – 2009. – № 6. – С. 47–49. 72 Багиров А.Н. Результаты промышленных испытаний монопропилен гликоля для осушки газа на морских нефтегазовых промыслах ГНКАР // Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 12. – С. 52–55. 73 Патент № RU 2312206, Устройство для очистки колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) нефтяных скважин от парафина, поршень и скребок в составе его, с вариантами, 2006 г. 74 Патент № RU 2454529, Способ депарафинизации насосно-компрессорных труб нефтяных скважин, 2010 г. 75 Патент № RU 2454530, Способ депарафинизации насосно-компрессорных труб нефтяных скважин, 2010 г. 76 Патент № RU 2495232, Способ очистки колонны лифтовых труб от асфальтосмолопарафиновых отложений, 2012 г. 77 Патент № RU 2495995, Устройство для очистки колонны насосно-компрессорных труб нефтяных скважин от парафина, 2012 г. 78 Патент № RU 2498049, Устройство для очистки внутренней по-верхности насосно-компрессорной трубы, 2012 г. 79 Патент № RU 2506412, Способ и устройство для очистки внут-ренней поверхности труб, 2011 г. 80 Патент № RU 2524581, Устройство для очистки внутренней по-верхности труб, 2013 г. 81 Патент № RU 2527549, Устройство для очистки внутренней по-верхности насосно-компрессорной трубы (варианты), 2013 г. 82 Григорян А.Р., Кодзоев М.А.М Проблемы и экономически эф-фективные пути решения по размыву песчаных пробок на месторождениях Западной Сибири: материалы Международной научно-практической конференции молодых исследователей им. Д. И. Менделеева: сборник статей. Том 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Бурение нефтяных и газовых скважин / отв. ред. А. Н. Халин. – Тюмень: ТИУ, [Текст]:/ ТИУ, 2017 .22 -26 с. 83 Кодзоев М.А.М., Григорян А.Р. Ликвидация АСПО и гидратообразования с использованием электронагревателя на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири: материалы Международной научно-практической конференции молодых исследователей им. Д. И. Менделеева: сборник статей. Том 3. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Бурение нефтяных и газовых скважин / отв. ред. А. Н. Халин. – Тюмень: ТИУ, [Текст]:/ ТИУ, 2017. 147-151 с. 84 Григорян А.Р., Кодзоев М.А.М Технология предотвращения образования песчаных пробокв нефтегазовыхскважинах: материалы материалы VIII Международной научно-практической конференции// Опыт, актуальные проблемы и перспективы развития нефтегазового комплекса. - 2018 Нижневартвск, ТИУ. 85 Кодзоев М.А.М., Григорян А.Р. Исследование комбинированного способа очистки насосно-компрессорной трубы и устройство для его осуществления: материалы VIII Международной научно-практической конференции// Опыт, актуальные проблемы и перспективы развития нефтегазового комплекса. - 2018 Нижневартвск, ТИУ. 86 Кодзоев М.А.М., Григорян А.Р. Внедрения комбинированного способа очистки насосно-компрессорной трубы в условиях прирозломного месторождения: материалы конференции САН. – 2018 Тюмень, ТИУ 87 Григорян А.Р., Кодзоев М.А.М. Технология промывки песчаных пробок на месторождениях: материалы конференции САН. – 2018 Тюмень, ТИУ
Отрывок из работы

1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР ПРОБЛЕМЫ ОБРАЗОВАНИЯ АСПО И ГИДРАТООБРАЗО-ВАНИЯ И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НИМИ 1.1 Проблемы образования АСПО 1.1.1 Проблема образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) Современный этап эксплуатации нефтяных месторождений России характеризуется ростом количества осложняющих факторов, одним из которых является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на поверхности нефтепромыслового оборудования. Органиче-ские отложения образуются на всех стадиях добычи, транспорта и подготовки нефти: в призабойной зоне пласта, на стенках насосно-компрессорных труб (НКТ), на стенках трубопроводов при транспорти-ровке нефти, на дне резервуаров для хранения нефти и т.д. [1,2]. Образование отложений является негативным явлением, и приводит к закупориванию пор пласта и снижению его фильтрационных характеристик, зависанию насосных штанг, уменьшению полезного сечения НКТ, и, как следствие, значительно снижает добычу нефти и увеличивает расход электроэнергии при механизированном способе добычи и приводит к повышенному износу оборудования [3-5]. АСПО представляют собой высокодисперсные суспензии кристал-лов парафина и асфальтенов в маслах и смолах [6]. Причем под парафи-нами понимается сложная смесь углеводородных компонентов с высокой температурой плавления, твердых в обычных условиях и способных при охлаждении образовывать кристаллы [7]. В составе отложений могут, так же, содержаться механические примеси в виде частиц породы и продуктов коррозии, кристаллы неорганических солей и вода. В смолистоасфальтеновых веществах, входящих в состав отложений сконцентрирована большая часть микроэлементов, присутствующих в нефти (Si, Fe, Al, Ca, Mg, P, V, Ni, Co, Pb, Cu, Ag, Hg, Mo). Все это придает определенную плотность и механичную прочность АСПО [8, 9]. В зависимости от соотношения компонентов, входящих в состав отложений, АСПО классифицируют на следующие типы [10, 11]: 1) асфальтеновый – П/(А+С) <1; 2) парафиновый – П/(А+С) >1; 3) смешанный – П/ (А+С) ~1, где П, А и С содержание (% мас.) парафинов, смол и асфальтенов, соответственно. 1.1.2 Факторы, способствующие формированию АСПО Многочисленными исследованиями было установлено, что на образование АСПО оказывают влияние следующие факторы: [1, 11-14]. Количественный и качественный состав нефти, соотношение высокомолекулярных компонентов нефти. Основной причиной образования парафиновых отложений является наличие в нефти высокомолекулярных углеводородов (УВ), в первую очередь метанового ряда (парафинов), склонных к структурообразованию. Выделение твердой фазы парафина зависит от температуры, его концентрации, наличия естественных и синтетических ПАВ. Парафиновые углеводороды в нефтях могут находиться в двух состояниях: в растворенном и во взвешенном (в виде отдельных кристаллов). Твердые парафиновые УВ содержаться во всех нефтях, од-нако содержание их колеблется в широких пределах. Выделяют высоко-парафинистые (более 6 % масс.), парафинистые (до 6 % масс.) и малопа-рафинистые нефти (до 1,5 % масс.) [15]. Нефти с высоким содержанием нафтеновых и ароматических углеводородов менее склонны к формиро-ванию отложений, чем нефти, в составе которых преобладают соединения метанового ряда с нормальной углеводородной цепочкой. В ряду факторов, определяющих склонность нефти к образованию АСПО, особое значение имеет взаимное соотношение парафинов, смол и асфальтенов в нефтяной системе. Последнее определяет характер взаимодействия высокомолекулярных соединений нефти при пониженных температурах, то есть в условиях, когда возрастают силы межмолекулярного взаимодействия между отдельными компонентами. Образование твердой фазы из раствора, включающего парафины, смолы и асфальтены, связано с их адсорбцией или сокристаллизацией [17]. Снижение давления по стволу скважины до давления насыщения и последующее разгазирование нефти. При снижении забойного давления ниже давления насыщения часть легких алифатических УВ переходит из жидкого состояния в газообразное, что нарушает равновесное состояние системы и способствует снижению температуры из-за расширения газо-вой фазы [17,18]. При этом растворяющая способность нефти ухудшается вследствие удаления части растворителя и снижения температуры потока, а также увеличивается удельный объем нефти, контактирующий с поверхностью нефтепромыслового оборудования [19]. С уменьшением глубины скважины наблюдаются снижение содержания смолистоасфальтеновых веществ в АСПО, а также увеличение количества механических примесей и твердых парафинов. Снижение температуры добываемой жидкости ниже температуры насыщения нефти парафином (Tнас), при которой в процессе изобариче-ского охлаждения парафин начинает выкристаллизовываться из нефти с образованием двухфазной системы (нефть+твердая фаза), то есть появ-ляются первые кристаллы парафина [20,21]. На величину Tнас суще-ственное влияние оказывает содержание растворенного газа в пластовой нефти, чем оно выше, тем больше температура насыщения нефти пара-фином. Разность между пластовой температурой и температурой насыще-ния нефти парафином (?) характеризует насыщенность нефти парафином в пластовых условиях. Принято [23], что при ? = 0 °C нефть насыщена парафином, при ? <10 °С – близка к насыщению парафином, при ?> 10 °С – недонасыщена парафином. Шероховатость стенок металлических труб является очагом вихреобразования, разрыва слоя и замедляет скорость движения потока у стенки трубы, что служит причиной образования центров кристаллизации, способствует прилипанию кристаллов парафина к поверхности труб, блокированию их движения между выступами и впадинами поверхности. Когда значение шероховатости поверхности труб соизмеримо с размерами кристаллов парафина, процесс образования отложений замедляется. Скорость движения газожидкостной смеси. С ростом скорости по-тока интенсивность отложений сначала возрастает, что обусловлено уси-лением турбулизации потока, образованием и отрывом пузырьков от ме-таллической поверхности. Последующий рост скорости приводит к сни-жению запарафинивания оборудования, благодаря удержанию кристаллов парафина во взвешенном состоянии, отрыву уже образовавшейся части отложений и более медленному охлаждению потока. Следовательно, наиболее интенсивному образованию АСПО подвергаются малодебитные и периодически работающие скважины, в силу малой скорости движения потока [24]. Данный факт подтверждается промысловыми данными: так, большей склонностью к запарафиниванию на Ромашкинском месторождении характеризуются скважины с дебитом до 40 т/сут [25]. Обводненность скважины и образование эмульсии. Однозначного подхода к оценке влияния обводненности на интенсивность парафиноот-ложений на данный момент не существует. Считается, что при малом со-держании воды в нефти и прочих равных условиях наблюдается некото-рое повышение интенсивности отложений парафина, а затем с увеличе-нием доли воды в потоке интенсивность должна снижаться за счет повы-шения температуры потока (теплоемкость воды в 1,6-1,8 раза больше нефти) и гидрофилизации металлической поверхности при контакте с водой [26]. Однако в случае образования устойчивых водонефтяных эмульсий (ВНЭ), контакт свободной водной фазы с металлической поверхностью снижается, и вероятность запарафинивания возрастает. Механические примеси, в виде сульфида железа, минеральных частиц породы, привнесенные с добываемым пластовым флюидом, могут выступать дополнительными центрами кристаллизации. В целом формирование АСПО является сложным многофакторным процессом, однако основополагающая роль принадлежит химическому составу, уникальному для каждой нефти и определяющему ее поведение в тех или иных условиях добычи. 1.1.3 Взаимосвязь между химическим составом и склонностью нефти к образованию АСПО Нефть является многокомпонентной нефтяной дисперсной систе-мой (НДС), термодинамически и агрегативно неустойчивой, в которой при изменении условий возрастают процессы ассоциации, вызванные усилением межмолекулярных связей. Наличие в нефти твердых углево-дородов и высокомолекулярных соединений обуславливает сложные процессы фазовых переходов при изменении термодинамического состояния дисперсной системы [27, 28]. Твердые углеводороды нефти представляют собой сложную смесь и различаются по составу, кристаллической структуре и физико-химическим свойствам. Выделяют углеводороды парафинового ряда и церезины. Первые представлены преимущественно н-алканами состава С16-С30 с низкими температурами плавления (до 60 °С), а также изоалканами с примесью нафтенов с длинными боковыми цепями. Цере-зины, в отличие от парафинов, представлены слаборазветвленными изоалканами, нафтенами, содержащими от 1 до 3 колец в молекуле и имеющими длинные боковые цепи нормального и изостроения, а также ароматическими углеводородами с небольшим числом колец в молекуле, разной длиной и структурой боковых цепей. Нефтяные церезины характеризуются большей молекулярной мас-сой и обладают мелкокристаллической структурой [29, 30]. К высокомолекулярным соединениям нефти относятся так же смо-листо-асфальтеновые вещества (CAB) представляющие собой сложные конденсированные циклические системы, содержащие гетероатомы, с большой молекулярной массой [31]. Смолы представляют собой кольчатые системы, связанные между собой алифатическими цепочками и состоящие из ароматических (пре-имущественно) нафтеновых и гетероциклических колец с алкильными боковыми цепями. Считается, что смолы являются предшественниками асфальтенов, при переходе от смол к асфальтенам возрастает ароматич-ность, снижается доля циклоалканового и алифатического углерода, уве-личивается доля метильных групп. Смолы растворимы в УВ нефти, сами являются растворителями асфальтенов и той средой, которая обеспечивает переход полярной части нефти к неполярной [32, 33]. Асфальтены имеют более сложное строение и могут агрегироватья, образуя «пачки» из 5-6 молекул, имеющие почти плоское строение. Каждая такая «пластина» представляет собой систему из конденсированных ароматических колец (3-6), нафтеновых и гетероциклических колец, обрамленную короткими и длинными алкильными боковыми цепочками, нормального или изостроения. Особенная структура асфальтенов определяет их полярные свойства и наличие у них парамагнетизма [34]. Так же асфальтены отличаются повышенной склонностью к образованию ассоциатов, на поверхности которых способны адсорбироваться смолы. Асфальтены можно трактовать как фракцию нефти, растворимую в таких ароматических растворителях как бензол или толуол, и не раство-римую в алифатических растворителях, таких как пентан или гептан [35, 36]. Между молекулами САВ существуют межмолекулярные взаимодей-ствия из-за образования водородных связей, слабых донорно-акцепторных связей, ?–? и n–? сопряжения, диполь-дипольного взаимо-действия и сил Ван-дер-Ваальса. Наиболее сильно эти взаимодействия проявляются в асфальтенах, поэтому они обычно находятся в нефтях в форме коллоидных частиц (мицелл), образующих «ядро», сольватированное полярными молекулами нефтяных смол (сольватный слой). Такая частица называется сложной структурной единицей НДС и находиться в среде УВ (дисперсионная среда), а совокупность сложных структурных единиц называется дисперсной фазой [27]. Процесс выделения твердой фазы парафина зависит от его концен-трации, наличия естественных ПАВ (смол и асфальтенов), их соотноше-ния между собой и относительно парафиновых УВ [29, 37]. Соответственно, чем выше в составе нефти содержание твердых УВ с высокой температурой плавления, тем интенсивнее протекает процесс парафинизации и формируется большее количество отложений [38]. При образовании АСПО из сырой нефти, в которой преобладают высокоплавкие парафины, с большим трудом образующие волокнистую структуру, парафин кристаллизуется в виде пластинок. Система при этом приобретает структурно-механическую прочность. Известно, что наличие нафтеновых и особенно ароматических структур в составе кристаллизующегося вещества приводит к уменьшению размеров и слоистости образующихся кристаллов. При совместной кристаллизации УВ различных гомологических рядов образуются смешанные кристаллы переменного состава, при этом, чем больше циклических УВ, тем меньше размеры кристаллов и число наслоений. Способность циклических УВ участвовать в сокристаллизации и образовывать смешанные кристаллы с парафиновыми УВ обуславливается наличием в их молекулах длинных алкильных цепей, в основном нормального строения [39]. Появление в парафинсодержащей системе смолистых компонентов понижает ее температуру застывания (Тзас), что обусловлено депрессор-ными свойствами смол и используется на практике для снижения Тзас путем смешения смолистой нефти с парафинистой [33, 40]. В работах [41, 42], отмечается, что с увеличением концентрации смол в «смолопарафиновых» смесях количество образующихся отложений снижается, соответственно смолы выступают природными ингибиторами АСПО, и чем выше соотношение смолы/твердые парафины, тем меньше образуется осадка. При этом влияние смолистых соединений на кристаллизацию парафинов определяется их природой. Нерастворимые в феноле смолы изменяют структуру кристаллов н-алканов, не вызывая их агломерации. Смолы, растворимые в феноле и не содержащие длинных алкильных групп, не могут встраиваться в кристаллы парафинов, но адсорбируются на их поверхности, способствуя их агломерации [42]. Так, при добавлении в раствор парафина нейтральных смол в концентрации 1 % масс. наблюдается значительно меньше крупных кристаллов, чем в исходном растворе. По-следующее увеличение концентрации смол приводит к их адсорбции на кристаллах парафиновых УВ, вызывая деформацию поверхности, появление новых центров кристаллизации и образование дендритных форм, удерживаемых в объеме [45]. Помимо этого, смолы выступают природными пептизирующими агентами для асфальтенов, препятствуя их флокуляции и способствуя повышению устойчивости НДС [43]. Влияние соотношения асфальтены/твёрдые парафины на количе-ство образующегося осадка прямо противоположное. При имитировании процесса осадкообразования на модельных нефтяных системах, содержащих асфальтены и парафины в различных соотношениях в отсутствии смол, с увеличением количества асфальтенов количество осадка увеличивается. Вероятно, асфальтены способствуют соосаждению твёрдых парафинов и ряда других углеводородов, являясь дополнительными центрами кристаллизации [45].
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg