Teхнические средства борьбы с АСПО (стр. 1 из 4)
.
К.т.н. Шайдаков В.В. (Инжиниринговая компания "Инкомп-нефть"), к.т.н. Каштанова Л.Е. (Инжиниринговая компания "Инкомп-нефть"), Емельянов А.В.(Уфимский государственный нефтяной технический университет)
В статье проанализированы условия и причины образования АСПО при добыче нефти на Арланском, Южно-Ягунском и др. месторождениях. Рассмотрены известные на сегодняшний день химические и физические методы предотвращения и удаления АСПО. Предложен метод борьбы с АСПО, основанный на применении скважинных магнитных установок УМЖ, приведены основные результаты их использования.
1. Причины и условия асфальтосмолопарафиновых отложений
При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются АСПО (рис. 1). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению МРП работы скважин и эффективности работы насосных установок.
Состав и структура АСПО. АСПО представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70 % мас.), АСВ (20-40 % мас.), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей [1].
Парафины - углеводороды метанового ряда от С16Н34 до С64Н130. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на (ГОСТ 912-66):
малопарафиновые - менее 1,5 % мас.;
парафиновые - от 1,5 до 6 % мас.;
высокопарафиновые - более 6 % мас..
Рис. 1 - Асфальтосмолопарафиновые отложения в НКТ
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, большей молекулярной массой и плотностью.
В состав АСВ 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, а также при контакте нефти с водой. Иногда к группе смолистых соединений относят асфальтены.
Асфальтены - порошкообразные вещества бурого или коричневого цвета, плотностью более единицы, массовое содержание которых в нефти достигает 5,0 %. В асфальтенах содержится (мас.) 80,0-86,0 % углерода, 7,0-9,0 % водорода, до 9,0 % серы, 1,0-9,0 % кислорода и до 1,5 % азота. 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".
Как правило, строение смол и асфальтенов рассматривают в виде "сэндвичевых" структур, которые представляют собой параллельные нафтеноароматические слои, связанные между собой за счет формирования комплексов с переносом зарядов. В данном случае имеет место некоторое завышение степени упорядоченности асфальтенов, так как они рассматриваются как идеальные кристаллы, хотя квазикристаллическая часть составляет малую долю асфальтенового вещества (не превышает 3-4 % мас.).
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 [2]:
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 из 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 (табл. 1) [3]. Для исследования состава и структуры АСПО используют экстракционный, хроматографический, термический, спектральный, электрохимический и другие методы.
Таблица 1
Классификация АСПО
| Группа АСПО | Подгруппа АСПО | Отношение содержания парафинов (П) к сумме смол (С) и асфальтенов (А),П/(С+А) | Содержаниемеханических  примесей, % |
| Асфальтеновый (А) | А1А2А3 |  0,9 0,9 0,9 | 0,20,2-0,5  0,5 |
| Смешанный (С) | С1С2С3 | 0,9-1,10,9-1,10,9-1,1 | 0,20,2-0,5 0,5 |
| Парафиновый (П) | П1П2П3 | 1,1 1,1 1,1 | 0,20,2-0,5 0,5 |
На примере ряда месторождений рассмотрим состав добываемых нефтей и АСПО (табл. 2).
Согласно ГОСТ 912-66 нефти этих месторождений относятся к парафиновым. Анализ состава АСПО позволяет отнести их к группе асфальтеновых.
Анализ АСПО Южно-Ягунского месторождения, Вятской, Арланской и Николо-Березовской площадей Арланского месторождения показал, что содержание в них асфальтенов и смол значительно выше, чем в добываемой нефти. При этом количество парафинов в АСПО Южно-Ягунского месторождения соизмеримо с их содержанием в нефти и не превышает 3,5 %, а Вятской, Арланской и Николо-Березовской площадей Арланского месторождения - в 2-3 раза больше, чем в добываемой нефти.
Таблица 2
Состав нефти и АСПО некоторых нефтяных месторождений
| Месторождение,площадь | Смолы, % мас. | Асфальтены,% мас. | Парафины,% мас. | Вязкостьнефти при 20 0С, мПа  с | |||
| нефть | АСПО | нефть | АСПО | нефть | АСПО | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| Вятская площадь, Арланское месторждение | 18,8 | 35,0-48,0 | 5,9 | 15,0 | 2,2-4,0 | 8,0-12,0 | 34,3-42,1 |
| Арланская площадь, Арланское месторождение | 16,2 | 20,0-40,0 | 3,8 | 10,0-12,0 | 2,9 | 6,0-10,0 | 42,7 |
| Николо-Березовская площадь, Арланское местрождение | 13,6 | 12,0-37,0 | 7,5 | 8,0-12,0 | 2,3 | 3,0-15,0 | 74,0 |
| Волковское месторождение | 15,0-20,0 | 11,74-19,43 | 3,0-5,0 | 1,17-4,00 | 3,0-5,0 | 2,20-4,67 | ____ |
| Южно-Ягунское месторождение | 26,6 | 18,7-49,4 | 6,5 | 10,3-21,4 | 3,5 | не более 3,5 | 31,0 |
| Дружное месторождение | 21,1 | ___ | 8,0 | ___ | 2,2 | ___ | 5,3 |
| Повховское месторождение | 9,8 | ___ | 1,0 | ___ | 2,9 | ___ | 0,9 |
Установлено, что потеря агрегативной устойчивости тяжелых компонентов нефтей Южно-Ягунского, Дружного и Повховского месторождений при разгазировании определяется составом и свойствами исходной нефти. Тяжелая высоковязкая нефть (31 мПа с в пластовых условиях) Южно-Ягунского месторождения с высоким содержанием асфальтенов и смол (6,5 и 26,6 % соответственно) при разгазировании теряет асфальтеновые и смолистые вещества. Нефть Дружного месторождения содержит близкое количество асфальтенов и смол (8,0 и 21,1 % соответственно), но обладает значительно меньшей вязкостью (5,3 мПа с в пластовых условиях), практически сохраняя тяжелые компоненты в растворе после разгазирования. Легкая маловязкая нефть (0,89 мПа с в пластовых условиях) Повховского месторождения с содержанием асфальтенов 1,0 % и парафинов 2,9 % в ходе разгазирования теряет небольшое количество высокомолекулярных парафинов при некотором увеличении содержания асфальтенов вследствие потери легких углеводородов и осаждения парафинов.
Причины и условия образования АСПО. Известны две стадии образования и роста АСПО. Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности. На второй стадии происходит осаждение на покрытую парафином поверхность более крупных кристаллов.