Нужна помощь в написании работы?

Появление водной фазы в потоке нефти вносит некоторые  коррективы в механизм парафинизации промыслового оборудования, рассмотренный для трехфазной системы: нефть — газ — парафин. Совместное движение воды и нефти приводит к образованию водо-нефтяной эмульсии и обусловливает возникновение сильно   развитой   поверхности раздела  фаз нефть — вода, что в свою очередь приводит к перераспределению концентраций ПАВ в объеме нефти и в пограничных слоях контактирующих фаз. При этом за счет адсорбционных процессов на границе раздела фаз нефть—вода в объеме снижается концентрация асфальтово-смолистых компонентов.

Возникновение   большой   поверхности   раздела нефть — вода, модифицированной бронирующими оболочками из асфальтово-смолистых веществ, способствует зарождению и росту определенной части кристаллов парафина на этих поверхностях. Именно этим и можно объяснить тот факт, что при изучении состава бронирующих оболочек, образованных вокруг капель воды так называемыми «черными эмульгаторами», в них всегда находят и тугоплавкие парафины. Отсюда следует, что в результате этих процессов какая-то часть парафина окажется в составе бронирующих оболочек, способствуя тем самым снижению его концентрации в объеме нефти.

Фиксация молекул твердых углеводородов на границе раздела фаз нефть — вода теоретически предполагает вероятность флотации кристаллов парафина. Исследования, проведенные с применением микрокиносъемки в лабораторных условиях, подтвердили возможность закрепления кристаллов парафина и их скоплений на бронирующих оболочках глобул воды в модели нефти (рис. 5 ).

Рис. 5. Рост кристаллов парафина на поверхности глобулы воды.

Возможность захвата кристаллов парафина, взвешенных в объеме нефти, глобулами воды менее вероятна. Как показали исследования, проведенные нами в лабораторных условиях, значительное  количество глобул воды действительно проходит через концентрированную суспензию кристаллов парафина в модели нефти, не захватывая при этом их на свои оболочки.

В зависимости от состава пластовых вод, их минерализации, а также термодинамических условий движения водо-нефтяных смесей на стенках оборудования могут образовываться отложения не только парафина, но и солей жесткости. Входя в состав отложений, соли в принципе могут образовывать армирующий  скелет очень высокой прочности. Если пластовые воды представляют собой крепкие горячие рассолы, такие случаи возможны. В условиях Ромашкинского месторождения опасность возникновения таких отложений невелика, так как прогрессирующая обводненность нефти сопровождается существенным опреснением пластовых вод.   

Увеличение концентрации воды в нефти может привести к обращению фаз, когда водная фаза будет смачивать стенки оборудования, оттесняя при этом нефть внутрь потока. При этом контакт поверхности оборудования с нефтью практически исключается и кристаллы парафина и их скопления вынуждены возникать на подвижной границе раздела фаз нефть — вода.

Внимание!
Если вам нужна помощь в написании работы, то рекомендуем обратиться к профессионалам. Более 70 000 авторов готовы помочь вам прямо сейчас. Бесплатные корректировки и доработки. Узнайте стоимость своей работы.

Взаимодействие глобул воды с пузырьками попутного газа сводится к тому, что при встрече в объеме нефти они обтекают друг друга по траекториям, повторяющим кривизну их поверхностей. Характерно, что появление водной фазы не препятствует легкому слиянию газовых пузырьков друг с другом, и с этих позиций механизм парафинизации оборудования, характеризующий трехфазную систему, не меняется.

Исследования,   проведенные на скв. 6071, показали, что в условиях, когда не наблюдается обращения фаз, механизм формирования отложений на поверхности металла сохраняется прежним, т.е. состоит в возникновении и росте кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности, а затем на образовавшейся смоло-парафиновой подкладке. Отсюда следует, что способ накопления парафиновых отложений одинаков как для двух- и трехфазной системы, так и для четырехфазной системы, за исключением момента,   определяющего возможность флотации кристаллов парафина глобулами воды и образования подвижной водной пленки на поверхности оборудования.

В заключение следует добавить, что появление в нефти песка или других механических примесей, как и появление воды, существенно изменить механизм па-рафинизации оборудования не может.

По современным представлениям  о механизме образования и роста парафиновых отложений особая роль отводится транспорту частиц парафина в пограничном ламинарном слое.

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 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.

По мнению Тронова (1970г.), чьи воззрения подробно рассмотрены выше, кристаллы парафина, образовавшиеся в объеме нефти в формировании отложений практически не участвуют. Бургер же и др. (1981г.) считают, что отложения образуются  вследствие движения как молекул, так и взвешенных в нефти микрокристаллов парафина в направлении, перпендикулярном к направлению течения нефти.

Скорость роста твердых отложений на стенке трубопровода за счет молекулярной диффузии определяется уравнением диффузии Фика:

dG/dt = Dm * A  * dC/dy,                                             (1)

   где G        –    общий объем отложений парафина;

         Dm         -      коэффициент молекулярной диффузии;        

            dC/dy – производная от объемной доли растворенных в нефти частиц    парафина по расстоянию от стенки трубы;

         A         -    площадь поверхности.

Итак, еще раз подчеркнем факторы, влияющие на отложение парафинов.

 НЕОБХОДИМЫМИ условиями образования отложений являются:

Снижение температуры потока нефти до значений, при которых возможно выделение из нефти твердых парафинов. Необходимые температурные условия возникают прежде всего на внутренней стенке трубы.

Прочное сцепление парафиновых отложений с поверхностью трубопровода.

Также имеет значение:

Перепад температур: с увеличением разницы между температурами окружающей среды и потока нефти количество отлагающегося парафина пропорционально возрастает.

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 объема выделяющегося газа, который существенно влияет на растворимость парафина в нефти и понижение температуры нефтегазового потока (рис. 6).

Рис. 6. Зависимость температуры насыщения пластовой нефти парафином от давления.

 Зоне начала образования отложений соответствует широкий диапазон давлений: 5 - 10 МПа. Тот факт, что в некоторых скважинах процесс накопления отложений начинался при давлениях, значительно превышающих давление насыщения, говорит о том, что разгазирование не является фактором, определяющим начало накопления отложений, хотя и является причиной более интенсивного протекания процесса.

Скорость течения: с увеличением скорости потока нефти интенсивность накопления отложений сначала растет, вследствие увеличения массопереноса, достигает максимума и при определенной скорости начинает убывать, т.к. с ростом скорости нефть лучше удерживает кристаллы парафина во взвешенном состоянии и возрастает возможность смыва отложившегося парафина из-за превосходства сил касательных напряжений над силами сцепления между частицами парафина и поверхностью трубы. Губин полагает, что максимальную интенсивность отложений следует связывать не с переходом режима течения из ламинарного в турбулентный, а со скоростью потока, характерной для данного типа нефти.

Свойства поверхности: от характеристик поверхности зависит прочность сцепления парафиновых отложений с поверхностью. При прочих равных условиях интенсивность парафинизации поверхности различных материалов зависит от степени их полярности. Слабой сцепляемостью с парафинами обладают материалы с высокой полярностью (гидрофильностью) (рис.7). Самая низкая интенсивность запарафинивания у стекла (кривая 13), самая высокая  - у полиэтилена (кривая 1), что можно объяснить аналогией строения полиэтилена и предельных углеводородов нормального ряда, к которым относятся компоненты нефтяных парафинов. Фторопласт (кривая 2), также являющийся неполярным веществом, запарафинивается с меньшей интенсивностью. Полихлорвиниловый пластикат (кривая 7) – это слабополярный материал и его интенсивность запарафинивания меньше, чем у полиэтилена и фторопласта, но выше, чем у стекла и стали (кривая 9). Четкая связь между полярностью материала и интенсивностью его запарафиниванивания прослеживается на следующем графике, построенном по данным промыслового эксперимента (рис.8 ). Он подтверждает вывод о том, что полярные материалы хорошо сопротивляются парафинизации. Высокое качество обработки поверхности стальных труб не является препятствием для их запарафинивания. Только на начальной стадии парафинизации проявляется  влияние качества обработки стальных поверхностей, т.к. шероховатость при развитом турбулентном режиме интенсифицирует перемешивание, а, следовательно, и выделение газа и парафина. Однако после образования слоя парафина небольшой толщины (т.е. с течением времени), скорость накопления отложений парафина уже не зависит от чистоты обработки поверхности. С увеличением степени полярности материала и чистоты обработки поверхности сцепление ослабевает и смыв парафиновых отложений будут происходить при меньших скоростях потока нефти.

Рис.7. Интенсивность запарафинивания поверхностей различной природы:

1-полиэтилен, 2-фторопласт, 3-капрон ПР, 4-капронКК, 5-капрон К, 6-капрон АК, 7-полихлорвиниловый пластикат, 8-алюминий, 9-сталь, 10-целлюлоза, 11-полиамид ПК-4, 12-полиамид ПФЭ-2/10, 13-стекло, 14-гетинакс

Обводненность продукции: с увеличением доли воды в потоке интенсивность отложения парафина снижается по двум причинам: 1) из-за увеличения суммарной теплоемкости (теплоемкость воды выше, чем теплоемкость нефти) температура потока повышается, что приводит к уменьшению отложения парафина; 2) из-за изменения характера смачиваемости поверхности, увеличения площади контакта стенки трубопровода с водой. 

Рис.8.  Зависимость интенсивности запарафинивания материалов от степени их гидрофильности:

1-стекло, 2-полиэтилен, 3-полихлорвиниловый пластикат, 4-алюминий, 5-полиамид АК-7, 6-полиамид КК, 7-фторопласт, 8-сталь

Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ): образование плотных, трудноудаляемых с металлической поверхности парафиновых отложений происходит только при наличии в нефти САВ. В их присутствии поверхность отложений имеет развитую шероховатость, при отсутствии – поверхность становится идеально гладкой, а отложения представляют собой слой с рыхлой структурой и низкими механическими характеристиками. Асфальтены способны выпадать из раствора и самостоятельно участвовать в формировании плотных осадков. В присутствии смол этот процесс усиливается. Т.е. парафин – основной материал отложений, а смолы обладают цементирующими свойствами.

Компонентный состав нефти: от него зависит растворяющая способность нефти по отношению к парафину: чем больше выход светлых фракций (выкипающих до 350оС, тем больше выпадет парафина. Установлено, что нефти с высоким содержанием углеводородов нафтенового и ароматического рядов менее склонны к формированию прочных парафиновых отложений, чем нефти, в составе которых преобладают соединения метанового нормального или парафинового рядов и которые даже при малом содержании высокомолекулярных соединений образуют плотные отложения парафина.

Плотность, вязкость нефти: легкие, маловязкие нефти с большим содержанием легких фракций, выкипающих до 300°С, способствуют более быстрому накоплению отложений парафина по сравнению с нефтями большей плотности и вязкости. Это объясняется тем, что хотя растворяющая способность нефтей, содержащих больше легких фракций при одинаковых температурных условиях, выше, чем у тяжелых нефтей, она влияет в основном на температуру массовой кристаллизации парафина, понижая ее. В остальном же на процесс формирования и накопления отложений—структурообразование парафина и его агрегативную устойчивость — в основном влияет содержание смол и асфальтенов (основные строительные материалы).

Время: с течением времени количество отложившегося парафина возрастает. Наибольшая интенсивность парафинизации наблюдается  вначале процесса, затем саорость роста отложений снижается из-за уменьшения теплоотдачи от нефти во внешнюю среду вследствие увеличения толщины отложившегося слоя парафина.

На месторождениях наблюдаются средние и повышенные пластовые давления, средняя, повышенная и высокая пластовая температура. Нефти в основном парафинистые (91,7 % из 3247 проб нефтей 304 месторождений) и малосмолистые (табл.1).

Для многих залежей Западной Сибири характерна высокая температура насыщения нефти парафином (48 – 50 оС). С увеличением содержания в нефти парафина повышается температура насыщения нефти парафином. СибНИИНП по 37 месторождениям АО Варьеганнефтегаз и Ноябрьскнефтегаз получена следующая зависимость (рис. 9).

Таблица 1

Геолого – физические характеристики месторождений Западной Сибири

Показатель

    Минимум

Максимум

Глубина залегания продуктивных горизонтов,  м

1490

3100

Пластовое давление,  Мпа

15.2

29.6

Пластовая температура,  оС

50

92

Давление насыщения,  Мпа

6.0

15.5

Газовый фактор, м3/т

35

1430

Плотность пластовой нефти,  г/см3

0.6

0.85

Вязкость пластовой нефти,  мПа*с

0.3

7.5

Температура застывания нефти,  оС

-35

+7

Массовое содержание в нефти,  %:

Парафина

0.2

11.8

Смол

0.1

14.7

Асфальтенов

0.1

8.5

Температура насыщения нефти парафином,  оС

5

50

Температура плавления парафина,  оС

41

68

Рис. 9. Зависимость температуры насыщения нефти парафином

от содержания парафина в нефти

Поделись с друзьями