Cтраница 3
К первым обстоятельным исследованиям в этой области следует отнести, очевидно, работы Рестли, опубликованные им в 1932 - 1942 гг. 88, 89, 90 ] и признанные за рубежом как наиболее авторитетные. Причины выпадения парафина из нефти Рестли видит в уменьшении растворимости парафина за счет снижения температуры нефти при отдаче тепла в окружающую среду, а также в результате разгазирования. Автор указывает, что выпадение парафина в твердую фазу еще не означает возникновение проблемы борьбы с отложениями парафина, так как для этого необходимы вполне определенные благоприятные условия. [31]
При разгазировании нефти проявляется эффект Джоуля-Томсона, ведущий к снижению температуры потока. Выяснение, какой из факторов в наибольшей степени влияет на выпадение твердой фазы ( снижение температуры нефти при ее транспортировании или снижение растворяющей способности за счет разгазирования) потребовало много времени. [32]
Основанием для последнего, по всей вероятности, являются значения забойных давлений ниже значений давления насыщения, что приводит к выделению легких фракций в виде свободного газа и к более раннему выпадению тяжелых фракций в поровом пространстве. Считается, что указанное явление происходит вследствие перенасыщения нефти асфальтосмолистыми и парафиновыми компонентами за счет выделения свободного газа, снижения температуры нефти, за счет разгазирования ( дросселирование) в призабойной зоне и повышения вязкости нефти. [33]
Чистые парафины - белые кристаллические вещества, которые при определенных термодинамических условиях пласта находятся в растворенном состоянии. Однако в процессе фонтанирования скважины, за счет теплопередачи в окружающую среду, падения давления и выделения растворенного газа в подъемных трубах, происходит охлаждение - нефти. При снижении температуры нефти ниже определенного критического значения парафин кристаллизуется на стенках подъемных труб. В результате уменьшаются диаметры проходных сечений подъемных труб вплоть до полного закупоривания их парафином. [34]
Более заметное термодинамическое воздействие испытывают нефти при движении по подземным трубам скважин. В процессе добычи в скважине, по мере удаления от забоя и приближения к устью, происходит охлаждение нефти и нарушение ее агрегативной устойчивости. Основной причиной снижения температуры нефти является теплообмен между стенкой трубы и более холодной окружающей ее породой. Менее существенно, но влияет на снижение температуры нефти также ее частичное разгазирование в результате снижения давления в системе по мере приближения к устью скважины. Было установлено / 55 /, что доля снижения температуры в скважинах из-за разгазирования в промысловых условиях составляет 23 - 37 % от общего изменения температуры в скважине. Разгазирование изменяет состав нефти, что также сказывается на растворимости в ней твердых компонентов. [35]
В нашей стране имеются залежи насыщенной или близкой к иь - парафином нефтью. При разработке большинства таких залежей пластовое давление поддерживают путем закачки холодной поверхностной воды. Это приводит к снижению температуры нефти. Снижение температуры нефти ниже температуры насыщения ее парафином намного ухудшает эффективность процесса вытеснения. Присутствие ПАВ в этих условиях позволяет снижать температуру насыше-ния нефти парафином. [36]
Физико-химическая структура нефти определяется взаимной растворимостью ее компонентов. При температурах выше температуры плавления все компоненты нефтей полностью растворяются друг в друге. Ограниченная растворимость наступает лишь после снижения температуры нефти ниже температуры застывания части компонентов. Наиболее высокоплавкими компонентами нефтей являются асфальтены, температура застывания которых превышает 300 С, поэтому только они при всех наблюдающихся на практике температурах нахождения нефтей являются ограниченно растворимыми компонентами. [37]
Основными параметрами, определяющими выбор способа защиты скважин, являются температурный и глубинный ( вдоль ствола скважины от устья до забоя) интервал возможных парафино - и гидратоотложений и интенсивность выделения твердой фазы на стенках скважинного оборудования. Для оптимизации выбора методов защиты скважин необходима разработка технико-экономических критериев, учитывающих особенности технологии воздействия на пара-финогидратообразования и эксплуатации скважин. Выпадение парафинов на стенках скважинного оборудования обусловлено пересыщением нефти твердыми парафинами вследствие снижения температуры нефти и выделения газа по мере продвижения потока жидкости от забоя к устью. [38]
Растворимость парафиновых высокомолекулярных углеводородов в нефти значительно снижается с уменьшением температуры. Что касается роли охлаждающих эффектов, расчетами В.П. Тронова ( 1965 г.) для нефтей Татарии установлено, что около 48 % всего охлаждения нефти при ее движении от забоя до устья скважины обусловлено влиянием окружающей среды, а 32 % - разгази-рованием. Ряд исследователей полагает, что уменьшение давления способствует ( или не способствует) снижению температуры нефти. В реальных условиях охлаждение нефти обусловлено как отдачей тепла в окружающую среду, так и разгазированием. В призабойной зоне продуктивных пластов охлаждение нефти происходит в основном за счет дросселирования газонефтяного потока. Фактор разгазирования существенно влияет на процесс формирования парафинистых отложений. [39]
В нашей стране имеются залежи насыщенной или близкой к иь - парафином нефтью. При разработке большинства таких залежей пластовое давление поддерживают путем закачки холодной поверхностной воды. Это приводит к снижению температуры нефти. Снижение температуры нефти ниже температуры насыщения ее парафином намного ухудшает эффективность процесса вытеснения. Присутствие ПАВ в этих условиях позволяет снижать температуру насыше-ния нефти парафином. [40]
Движение нефти в призабойной зоне пласта можно представить как процесс дросселирования, при котором нефть изменяет свою температуру вследствие эффекта Джоуля-Томсона. При этом, если давление на забое скважины выше давления насыщения, то температура нефти практически не понижается. Если давление на забое скважины ниже давления насыщения, то температура понижается. Величина снижения температуры нефти зависит от интенсивности разгазирования нефти. [41]
Если ШукрШу, то охлаждение нефти в результате теплообмена: с внешней средой превышает ее нагрев за счет диссипации энергии. При ШуШукр тепло диссипации энергии превышает тепловые-потери трубопровода во внешнюю среду. Расчеты показывают, что-значение ШуШукр при большом перепаде температур в реальных условиях реализуется редко и возможно при значительной толщине теплоизоляции. Однако при снижении температуры нефти до уровня, близкого к температуре грунта, тепло трения становится сопоставимым с тепловыми потерями в окружающую среду. При этом значение Шукр возрастает. Таким образом, при проведении-тепловых расчетов трубопроводов, перекачивающих нефти при-температуре, близкой к температуре окружающей среды, необходимо учитывать тепло трения. [42]
Учитывая все вышесказанное, можно представить процесс образования отложений следующим образом. При снижении температуры нефти в трубопроводе ниже Тнк из нефти начинают выделяться кристаллы парафина. Часть из них тем или иным способом отлагаются на стенках, труб. В начале трубопровода снижение температуры нефти происходит быстро, и интенсивность выделения парафина превышает интенсивность его осаждения, что приводит к нарастанию количества кристаллов в потоке и к увеличению толщины отложений. При движении нефти по трубопроводу скорость снижения температуры уменьшается, и в определенной точке интенсивность выделения, и отложения парафина сравняются. [43]
Учитывая все вышесказанное, можно представить процесс образования отложений следующим образом. При снижений температуры нефти в трубопроводе ниже Тнк из нефти начинают выделяться кристаллы парафина. Часть из них тем или иным способом отлагаются на стенках, труб. В начале трубопровода снижение температуры нефти происходит быстро, и интенсивность выделения парафина превышает интенсивность его осаждения, что приводит к нарастанию количества кристаллов в потоке и к увеличению толщины отложений. При движении нефти по трубопроводу скорость снижения температуры уменьшается, и в определенной точке интенсивность выделениями отложения парафина сравняются. [44]
При неизотермическом режиме перекачки на внутренней поверхности труб накапливаются асфальтено-смолисто-парафиновые отложения ( АСПО), уменьшающие живое сечение трубопровода, что приводит к снижению производительности и повышению давления. Снижение производительности часто оказывается весьма существенным и отражается на выполнении плановых заданий. Механизм образования АСПО в нефтепроводах аналогичен образованию АСПО в скважинах ( см. разд. Определяющим фактором является снижение температуры нефти в процессе перекачки. Во избежание снижения производительности нефтепроводов по ним периодически пропускают устройства, удаляющие образовавшиеся АСПО. Результаты экспериментов на действующем нефтепроводе [20, 21] показали, что водные растворы полимеров с адгезионными добавками образуют пристенные гидрофильные слои. При непрерывной подаче реагента в транспортируемую нефть в течение одного часа позволяет временно ( на 30 - 60 сут) ингибировать повторное образование парафиновых отложений. Кроме того, отмечается, что водные растворы полимеров предупреждают закупорку нефтепровода выносимыми скоплениями и обеспечивают безопасность очистки загрязненных трубопроводов. [45]