ОПЫТ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ ПАРАФИНОВ

Институт химии нефти (ИХН, г. Томск)

Растворимость нефтяного конгломерата резко повышается при температурах, близких к температуре плавления парафина (50 – 600С). Поэтому оправдан поиск способа подвода тепла к движущемуся потоку для поддержания температуры жидкости, близкой к температуре плавления парафина, на максимально возможной протяженности трубопровода. Источником энергии для плавления и удаления парафиновых отложений могут служить тепловые эффекты некоторых химических реакций, которые можно проводить непосредственно в трубопроводе и продуктами которых являются экологически безвредные вещества.

ИХН предложил термохимический способ удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования. Он заключается в том, что компоненты  раствора, разработанного состава, подаются, например, в трубопровод, где вступают в реакцию с большим выделением тепла. Температура смеси Тmax, выходящей из трубки в приемную емкость в экспериментах в зависимости от массовой концентрации С исходных реагентов и скорости их прокачки составляла 300 – 340 К. Отслоившийся от стенки трубки парафин, выносился потоком нефти. По падению перепада давления оценивалась эффективность очистки (табл.8).

Таблица 8 

Результаты экспериментов по термохимическому удалению отложений парафина

Продуктами реакции, протекающей в трубе, являются химически инертный газ и экологически безопасные вещества. Наличие газа в продуктах реакции позволяет удалять капли расплавленного парафина с использованием явления флотации. В качестве пенообразующего агента могут применяться моющие неионогенные ПАВ или водорастворимый полимер.

При введении в турбулентный поток незначительных добавок полимеров и ПАВ проявляется эффект Томса, т.е. увеличивается среднерасходная скорость течения с одновременной ламинаризацией потока. Ламинаризация течения жидкости с включениями газовых пузырьков (пены) существенно снижает передачу тепла во внешнюю среду. Как и следует из уравнения Шухова, скорость уменьшения температуры перекачиваемой жидкости можно снизить путем уменьшения коэффициента теплопередачи k и увеличением расхода. Таким образом, введение в композицию добавок полимеров и ПАВ повышает эффективность термохимического способа удаления АСПО со стенок трубы за счет увеличения области теплового воздействия.

Таким образом, проведенные лабораторные эксперименты показали, что технология, основанная на применении полимеров и непрерывном подводе тепла химической реакции для удаления АСПО, эффективна и перспективна для очистки нефтепромыслового оборудования. Реагенты, используемые в композиции ИХН, являются дешевыми продуктами многотоннажного производства и широко применяются на нефтепромыслах.

Компания Petrobras (Бразилия) занимается эксплуатацией морских месторождений нефти. За 25 лет ею накоплен опыт по борьбе с отложениями органического материала в скважинах. Крупнейшие эксплуатируемые компанией месторождения находятся в бассейне Кампос в водах глубиной 250 – 2000 м. Типовая схема заканчивания глубоководной (более 400 м) скважины включает ряд скважин- спутников, подключенных к подводному манифольду с помощью подводных выкидных линий, а подводный трубопровод большого диаметра (магистральный трубопровод) связывает манифольд с плавучей эксплуатационной системой (ПЭС), заякоренной на мелководье.

Плотность нефти  бассейна Кампос варьирует от 0.876 г/см3 до 0.946 г/см3. Хотя содержание парафина в сырой нефти низкое, » 5%, температура на морском дне и большая протяженность подводных выкидных линий создают идеальные условия для отложения парафина.

Согласно теории, в пластовых условиях легкие углеводороды находятся в нефти в суперкритическом состоянии. Когда эти углеводороды выделяются из раствора с образованием отдельной газовой фазы, происходит относительное увеличение концентрации тяжелых парафинов. Комбинирование этих двух явлений приводит к снижению растворимости тяжелых парафинов (С18+) в сырой нефти, поэтому выпадение парафина будет начинаться при более высоких температурах.

При воздействии на нефть адекватного термического градиента образование парафиновых отложений прекратится независимо от содержания парафинов. Как только температура нефти достигает температуры появления кристаллов парафина, начинается его кристаллизация, а при меньших температурах развиваются условия для отложения парафина из нефти.

Лабораторные эксперименты показали, что температура появления кристаллов парафина изменяется от минимального значения при пластовых условиях до максимального значения при атмосферных условиях (дегазированная нефть) (рис.20).

Для решения эксплуатационных проблем, связанных с отложениями органических материалов, Petrobras финансировала программы исследований по прогнозированию, предупреждению или устранению этой проблемы в морских скважинах. 

Методы.

1. Азотгенерирующая система (АГС). Метод использования АГС заключается в осуществлении управляемой реакции между двумя азотсодержащими химическими реагентами. В результате этой реакции выделяются теплота и газообразный азот. Комбинированное воздействие теплоты и турбулентности потока из-за газа способствуют переходу отложений парафина в псевдоожиженное состояние. Этот экологичный метод позволил компании значительно смягчить проблемы, связанные с отложением парафина.

В ряде случаев АГС-обработки окупались в течение одной недели.

NH4Cl + NaNO2 = N2 + NaCl + 2H2O + DH

Метод АГС может применяться для удаления отложений органического материала в трубопроводах, резервуарах и сепараторах.

Рис.20.  Влияние разгазирования на температуру выпадения парафинов

2. Ингибиторы отложения парафина. Petrobras пришла к заключению, что невозможно заранее предвидеть, будет ли данный ингибитор отложения парафинов эффективным для какой-либо конкретной нефти. Поэтому выбор ингибитора базируется на серии испытаний. Компания разработала набор лабораторных испытаний для выбора ингибиторов выпадения парафинов. На месторождении Альбакора было испытано более 40 ингибиторов отложения парафинов, имеющихся в торговле или применяемых для внутренних целей компании. Наилучшая добавка содержанием 500 млн-1 снижает  интенсивность отложения парафина более, чем на 90%. Ее существенным недостатком является высокая стоимость. Поэтому в настоящее время проводится оценка новой серии дешевых ингибиторов на водной основе.

По представительной пробе нефти должна быть определена область отложения парафина в координатах давление – температура, чтобы заранее знать условия, при которых возникнут осложнения (рис.21).

Рис.21.  Область отложения парафина

Компания отдает предпочтение предупредительным мерам, даже если не всегда  можно будет справиться с проблемой только таким образом. Безусловно, что правильное проектирование эксплуатационных устройств должно полностью основываться только на данном способе решения проблемы. Таким образом, предупредительные и исправительные решения должны определяться априори.

В большинстве ситуаций для получения долгосрочных результатов требуются комплексные решения. Например, комплексное использование АГС и скребков для удаления отложений парафина в подводных выкидных линиях.

Другие соображения, о которых нельзя забывать, касаются эксплуатационных рисков, связанных с использованием различных средств и методов, а также с необходимыми капиталовложениями. Основные методы решения проблем отложения парафина в подводных выкидных линиях, найденные  из опыта эксплуатации месторождений в бассейне Кампос, перечислены в табл.9.

Специалисты компании подчеркивают, что «следует осознать, что так называемые «необязательные и очень дорогие» начальные капиталовложения на этапе диагностирования (анализ и исследование свойств нефти) совершенно необходимы и представляют собой доказанный на практике способ, позволяющий исключить любой элемент неожиданности. Такой подход оказался для Petrobras жизненно важным при решении проблемы отложения органических материалов».

Таблица 9

         Методы решения проблем отложения парафина в подводных выкидных линиях

*   Включая стоимость химических реагентов.

** Включая стоимость аренды буровой установки, если она необходима.

ОАО «НИИ НЕФТЕПРОМХИМ»

 Исследования ОАО «НИИнефтепромхима» показали, что лучшей растворяющей и удаляющей способностью по отношению к АСПО обладают многокомпонентные составы, содержащие одновременно парафиновые, непредельные и ароматические углеводороды с диспергирующими и модифицирующими добавками. К ним относятся композиции марки СНПХ – 7 р.

Композиционные составы углеводородных растворителей типа СНПХ – 7р представляют собой смесь различных предельных и ароматических углеводородов с добавками ПАВ, диспергаторов и модификаторов, учитывающих конкретное соотношение в нефтях и АСПО исходных компонентов, характерное для каждого отдельного месторождения, продуктивного пласта и глубины его залегания.

Композиции марки СНПХ – 7р нашли широкое промышленное применение как в регионах Урало-Поволжья, Западной Сибири, так и в странах СНГ (сравнительные данные по растворяющей способности приведены в табл.10). Очистка подземного оборудования скважин и наземных коммуникаций сочетается, как правило, с обработкой призабойной зоны (ОПЗ).

Следует учитывать, что обработка призабойной зоны скважин композиционными составами существенно увеличивает их продуктивность с эффектом последействия до нескольких месяцев. Так в АО «Пурнефтегаз» при обработке призабойной зоны добывающих скважин композиционными составами типа СНПХ – 7р объемы дополнительно добытой нефти составили в 1988 г. более 40 тыс. т, а в 1991 – 1994 гг. – примерно – 90 тыс. т. В АО «Мангистаумунайгаз» в 1989 – 1992 гг. дополнительная добыча составила 150 тыс. т нефти.

Композиционные составы успешно использовались при ликвидации «глухих» пробок в скважинах и для очистки оборудования при текущем и капитальном ремонте скважин в некоторых производственных объединениях Западной Сибири. К настоящему времени с применением углеводородных растворителей в отрасли защищается около 16000 объектов или более 40 % эксплуатируемого фонда, осложненного парафиноотложениями, при этом ежегодно проводится более 60 тыс. скважино – операций.

Сохраненная добыча нефти в отрасли на 1 т растворителя составила от 3 до 80 т.

Потребность отрасли в удалителях АСПО постоянно возрастает не только из-за доказанной эффективности этих реагентов, но и вследствие того, что они полностью учитываются в балансе объемов добываемой продукции.

В 1997 г. ОАО «НИИнефтепромхим» были разработаны и предложены к широким испытаниям новые модификации СНПХ – 7р – 14, в которых ароматическая составляющая реагента заменена на менее токсичный растворитель – этилбензольную фракцию в сочетании с диспергатором – синтанолом марки АЛМ – 10. Предварительные результаты промысловых испытаний  в ОАО «Татнефть» показали высокую эффективность реагента как при очистке подземного оборудования скважин, так и при ОПЗ. В последнем случае эффект последействия, со стабильным улучшением  добычных возможностей эксплуатируемых объектов, наблюдался от 3 до 6 мес.

Одной из главных причин актуальности этих работ является вовлечение в разработку месторождений тяжелых и сверхтяжелых нефтей, в которых содержатся разнообразные парафиновые углеводороды, асфальтены и смолы.

Таблица 10

Растворяющая способность

УГНТУ Салаватский филиал

Среди известных способов удаления асфальто – смолопарафиновых отложений (АСПО) наиболее эффективными является химический, основанный на их растворении и диспергировании.

В качестве растворителей обычно используют различные углеводородные фракции (легкая смола пиролиза, нефрасы, сольвенты и др.). Предложены также серо-, кислород-, азот- и галогеносодержащие органические соединения, являющиеся, как правило, отходами различных нефтехимических производств. Последние показывают высокую эффективность, однако, в отличие от углеводородных, попадая в состав нефти, они могут привести к отравлению катализаторов, коррозии оборудования или другим осложнениям в процессе ее переработки. В связи с этим предпочтение отдается углеводородным растворителям.

УГНТУ Салаватским филиалом была исследована растворяющая способность углеводородных фракций олефиновой основы. Для этого на промышленной установке олигомеризации пропилена были отобраны различные фракции олигомеризата, состоящие преимущественно из алкенов с числом атомов углерода С7 – С8, С9, С12 и кубовый остаток олигомеров (КОО) с пределами выкипания 190 – 310 0С.

Результаты сравнения эффективности растворителей, приведенные в табл.11, показывают, что высокую растворяющую способность проявляют такие растворители как фракция олефинов С7 – С8, газовый бензин, бензольная фракция, легкая смола пиролиза, т.е. растворители, состоящие из легкокипящих компонентов. Однако необходимо отметить, что применение легкокипящих растворителей ограничено в летних условиях вследствие их высокой испаряемости и пожароопасности.

Таблица 11

Эффективность растворителей

Промысловые испытания КОО в качестве растворителя показали, что он даже без компаундирования проявляет достаточную эффективность и может быть рекомендован в качестве растворителя АСПО. С учетом положительных результатов испытаний были разработаны технические условия на «Растворитель олигомерный», и его применение в НГДУ «Южарланнефть» позволило не только сэкономить дорогостоящие и дефицитные нефрасы и сольвенты, но и улучшить условия труда в процессе применения растворителя.

ОАО «Сургутнефтегаз»

Экономические показатели применения растворителей зависят от множества меняющихся во времени факторов (цены на растворитель и нефть, стоимости перевозок и организация работ: собственные силы, аренда техники и др.). Зависимость годовых удельных затрат при применении растворителей в ОАО «Сургутнефтегаз» для борьбы с отложениями парафина от межочистного периода при фактических затратах на одну скважино – операцию, равных 13,615 млн.руб. (1997 г.), приведена на рис.22.

Как следует из этих данных, обработка растворителями является самым дорогим из рассмотренных способов борьбы с отложениями.

Институт проблем  нефти и газа РАН (г.Москва)

Баталиным и Вафиной разработана компьютерная программа, позволяющая еще на стадии проектирования проводить прогнозные расчеты отложения парафинов в трубопроводах и выбрать наиболее подходящий режим их эксплуатации.

Программа состоит из двух основных частей: блока расчета термодинамики образования твердой фазы парафина и блока расчета динамики отложения парафина в трубопроводе. Рассчитываются: температура начала образования парафинов, их количество и состав, а также динамика роста твердой фазы, изменение толщины отложений по длине трубы и во времени. Результатом расчетов является прогноз динамики отложения парафинов при заданных параметрах работы трубопровода (табл.12).

В основу решения задачи по определению условий выпадения парафинов в твердую фазу положен алгоритм расчета фазового равновесия углеводородная жидкость – твердые парафины. Для расчета кинетических характеристик роста парафиновых отложений применяется полученное авторами уравнение, учитывающее транспорт парафинов в молекулярной форме (уравнение Фика) и в виде кристаллических микрочастиц (в этом подход авторов отличается от взглядов Тронова).

Рис.22.  Зависимость удельных (на одну скважину) годовых затрат на борьбу с отложениями от межочистного периода скважин способами, освоенными в ОАО «Сургутнефтегаз»:

1-обработка растворителями, 2-тепловая обработка АДП, 3-электроподогрев, 4,5-применение скребков-центраторов и штанговращателей

Таблица 12

Этапы работы программы прогнозирования отложений парафинов в трубопроводе

Для конкретного месторождения необходимо проведение предварительных работ по адаптации программы, т.е. по корректировке коэффициентов уравнений по экспериментальным данным.

Исходными данными для расчетов служат компонентный состав нефти, ее физико-химические характеристики, в частности вязкость, и характеристики работы трубопровода.

Результаты расчетов помогут выбрать наиболее эффективные методы предотвращения отложений парафинов и в сочетании с применением ингибиторов парафиноотложений надежно избежать осложнений.