книги / Тепловая депарафинизация скважин

Рис. 1.12. Принципиальная схема опытно-промышленной установки: 1 — стояк хо­ лодной воды; 2 — воронка; 3 — распылитель; 4 — паропровод; 5, 6 — ванны для

керосина и горячей воды; 7 —ванна для нанесения ПАА на поверхность НКТ; 8 — камера для растворения ПАА; 9 — циркуляционный насос; 10, 11, 12 — задвижки; 13 — барботер; 14 — горловина емкости.

Ванны 5, 6,1 предназначены, соответственно, для керосина, горячей воды и ПАА. Для работы на гелеобразном Г1АА предусмотрена паровая камера 8, откуда нагретый ПАА-гель ручным насосом подается в воронку 2.

Опытно-промышленная установка, помимо своего основного назначе­ ния, позволяет осуществлять исследования по установлению влияния раз­ личных технологических факторов на процесс приготовления растворов, например влияние температуры на скорость растворения ПАА, качество и стабильность получаемого раствора, изменение вязкости раствора во вре­ мени.

В результате исследований установлено, что с увеличением температу­ ры с 20 до 80° С скорость растворения ПАА возрастает в 3 раза; вязкость

раствора, приготовленного при 90° С, выше вязкости раствора, приготов­ ленного при 20° С, на 9 мПа-с (рис. 1.13); процесс стабилизации раствора завершается через 4 ч.

Поскольку промысловая практика применения раствора ПАА предпо­ лагает его использование круглый год, определена скорость растворения ПАА в пресной воде и в воде, поступающей с УПН. Использование воды, поступающей с УПН, приводит к снижению скорости растворения ПАА в 2,5 раза. Для интенсификации процесса растворения ПАА в поступаю­ щую с УПН минерализованную (плотностью 1,08 г/см3) воду предложено вводить до 0,1% КОН. Результаты влияния pH среды на скорость растворе­ ния ПАА в подтоварной воде представлены на рис. 1.14.

о

св

с

5

J5

Рис. 1.13. Изменение вязкости 1% раствора полиакриламида во времени: 1, 2 — температура, соответственно, 20 и 90° С.

Практика использования опытно-промышленной установки по приго­ товлению ПАА и технологии его применения позволила определить опти­ мальный режим приготовления водных растворов: растворение проводить в пресной воде, в зимнее время — в поступающей с УПН минерализо­ ванной воде при 4 0 ... 50° С, в последнем случае добавлять 0,04% щело­ чи (КОН).

Рис. 1.14. Влияние pH среды на скорость растворения полиакриламида.

Депрессаторы. Принцип действия реагентов данной группы различен

изаключается:

—в предотвращении образования центров кристаллизации за счет дроб­ ления молекулярных групп;

—в замедлении роста кристаллов путем создания защитной оболочки молекул парафина при их появлении из раствора и поддержания их тем самым во взвешенном состоянии;

—в модификации кристаллов за счет взаимодействия с молекулами па­ рафина и препятствии росту и развитию кристаллов.

Действие ингибиторов основано на изменении условий кристаллиза­ ции парафина и сводится к понижению тенденции отдельных молекул па­ рафина к образованию центров кристаллизации и последующему формиро­ ванию кристаллических агрегатов [47]. В связи с этим в потоке нефти может находиться во взвешенном состоянии значительное количество отдельных кристаллов парафина без образования отложений.

Механизм действия депрессорных присадок определяется их способ­ ностью адсорбироваться на возникающих из раствора кристаллах парафина и препятствовать образованию плотной кристаллической решетки. Вслед­

ствие этого дальнейший рост кристаллов затрудняется, уменьшается их спо­ собность к агрегации и образованию отложений. Может происходить сов­ местная кристаллизация ингибитора и парафина, что также способствует разрыхлению кристаллической структуры. Не исключается и комплексный механизм действия ингибитора. Эффективность депрессорной присадки и механизм действия, в основном, определяются ее структурой. В большин­ стве случаев составной частью депрессатора являются длинные алкильные цепи нормального строения и ароматические группы с конденсированны­ ми бензольными кольцами. Такое строение присадки и обусловливает ее поверхностное действие — способность присадки адсорбироваться на кри­ сталлах парафина. Данные присадки понижают температуру застывания топлив и масел.

Депрессорные присадки для понижения температуры застывания сы­ рых нефтей имеют более сложный состав, поскольку на их эффективность оказывают действие природные поверхностно-активные вещества и арома­ тические соединения, содержащиеся в нефти. Как правило, основу таких ингибиторов составляют полициклические ароматические соединения и их производные. Составы подобных ингибиторов отражены в [47,95,143].

Модификаторы. Механизм действия этих реагентов заключается в мо­ дифицировании структуры кристаллов парафина, в результате чего про­ исходит уменьшение размеров кристаллов, снижение температуры засты­ вания и вязкости нефти. Как правило, модификаторы имеют структуру, сходную с парафином, — длинные углеводородные радикалы. Благодаря этому молекулы модификатора могут внедряться в растущий кристалл па­ рафина.

Модифицирование кристаллов парафина может происходить:

—при температуре более высокой, чем температура помутнения раствора парафина (с образованием центров кристаллизации);

—при температуре помутнения раствора парафина (с сокристаллизацией с кристаллами парафина);

—при температуре немного ниже, чем первоначальная температура по­ мутнения (с адсорбцией на кристаллах парафина).

При температуре выше температуры помутнения раствора парафина молекулы парафина вытянуты и разобщены. При понижении до температу­ ры помутнения молекулы парафина соединяются между собой или с други­ ми родственными молекулами и твердыми поверхностями. Чем медленнее происходит охлаждение раствора парафина, тем больше образуется скоп­ лений парафина благодаря окклюдированию (окклюзия —захват вещества среды растущими в ней кристаллами), наличию механических примесей и воды. Модификаторы, вступающие во взаимодействие с кристаллами и мо­ лекулами парафина, способствуют снижению когезионных сил между кри­ сталлами и ослаблению сил адгезии между кристаллами парафина и твер­ дой поверхностью.

Поскольку модификаторы не предотвращают начальную стадию прили­ пания парафина к металлической поверхности, то эффективность их менее 100%. Однако они предотвращают слипание частиц друг с другом и тем самым препятствуют увеличению толщины парафинового слоя.

Модификаторы используют в концентрациях 0,01 ... 2 % от объема добываемой нефти. В присутствии 0,1 ...2% модификатора наблюдается довольно ощутимое снижение температуры застывания нефти (8 ... 16° С)

иуменьшение вязкости.

Вкачестве ингибиторов, предупреждающих отложение парафина, из­ вестен целый ряд полимерных продуктов и композиций на их основе:

—полиолефины, полиэтилены, сополимеры бутадиена и сопряженных диолефинов [46, 96, 103];

—сополимеры этилена и полярных мономеров — виниловых эфиров жир­ ных кислот, эфиров акриловой кислоты [97, 98, 99];

—полимеры на основе длинноцепочечных алифатических эфиров, гетероцепочечных и ароматических мономеров, эфиров полисахаридов и жирных кислот [100, 101, 102].

Жидкие ингибиторы парафиноотложений. Известно значительное количество ингибиторов на основе окиси этилена, окиси пропилена, алкилфенолов и ароматических растворителей [14,17,91,92]. Эффективность ин­ гибиторов АСПО зависит от состава и взаимосвязи входящих в ингибитор компонентов. Наиболее эффективное их сочетание обеспечивает использо­ вание неионогенных анионоактивных ПАВ в ароматическом растворителе

[26,91,92, 122].

Для нефтей с вязкостью более 30 мПа-с в качестве неионогенного

ПАВ рекомендуются оксиэтилированные высшие спирты общей форму­ лы С12- 14Н25-29 - (ОС2Н4)уОН, где у = 3 - 10, конкретно, С12- 14Н25-29

(ОС2Н4)3ОН —додецил(тетрадецил)триэтиленгликолевый эфир, выпускае­ мый по ТУ 38-5901268-90, и Ci2- i 4H25- 29(OC2H4 )ioOH додецил(тетрадецил)декаэтиленгликолевый эфир, выпускаемый по ТУ 6-14-864-88. Радика­ лы (С12- 14Н25- 29) в смеси всегда присутствуют одновременно. Следует от­ метить, ЧТО КОЛИЧеСТВО Групп (ОС2Н4 ) В Эфире Ci2- 14H25- 29(OC2H4)ioOH может быть в пределах 4 —9 в силу технологических особенностей процесса производства.

В качестве анионоактивного ПАВ используют сульфированные аддук­ ты общей формулы RiSOm “ К+ , где Ri = CnH(2n+i) - СбН4 или

Rl = C„H(2n+l) “ СбН4(ОС2Н4)х,

т = 3 - 4, п = 9 - 12, х = 6 - 10. К+ = HN - R2R3R4 ,

где R2 = HR3 = R4 = С2Н4ОН, R2 = R3 = HR4 = C2H4OH,

R2 = R3 = R4 = C2H4OH.

Конкретно, это следующие вещества:

—смесь моно-, ди-, триэтаноламинных солей нонил(додецил)бензолсуль­ фокислоты, получаемой реакцией нейтрализации нонил(додецил)бензолсульфокислоты, полупродукта производства синтетических мою­

Высокую эффективность показывают составы при содержании следу­

Наиболее высокую эффективность показал состав, содержащий смесь

оксиэтилированных высших спиртов в виде додецил(тетрадецил)декаэтиленгликолевого эфира и смеси моно-, ди-, триэтаноламинных солей сульфи­ рованных неонолов АФд-10 в бутилбензольной фракции при следующем

При повышении концентрации вводимого ингибитора в нефть до 0,0075% его ингибирующая способность достигает 100%. Составы техно­ логичны и не обладают коррозионной активностью.

Твердые ингибиторы парафиноотложений. В настоящее время боль­ шинство известных ингибиторов АСПО имеют жидкую консистенцию и для их дозирования используют специальные дозирующие устройства. Однако существуют и ингибиторы, выпускаемые в твердом виде [19, 89,94], не тре­ бующие подвижных частей для их дозирования. Реагенты готовят простым смешиванием исходных ингредиентов, формуют в виде цилиндров, шари­ ков, гранул или образований любой другой формы, после чего помещают в контейнер, представляющий собой систему перфорированных труб раз­ личного диаметра, и спускают в зону перфорации добывающей скважины или чуть выше — под насосную установку.

Твердый реагент [94] содержит техническое моющее средство, азот­ содержащее соединение — карбамид и добавки — лигносульфонаты тех-