Содержание

Введение

1. Общая характеристика АСПО

1.1 Причины образования АСПО

2. Методы борьбы с АСПО

2.1 Методы предотвращения

2.2 Применение гладких защитных покрытий

2.3 Физические методы

2.4 Химические методы

2.5 Методы удаления АСПО

3. Тепловые методы удаления АСПО

3.1 Механические методы удаления АСПО

3.2 Химические методы удаления отложений

Заключение

Введение

Развитие нефтяной промышленности России на современном этапе характеризуется снижением качества сырьевой базы. В общем балансе разрабатываемых месторождений преобладают месторождения, вступившие в позднюю стадию разработки и, как следствие, наблюдается значительное ухудшение их структуры, увеличение доли трудноизвлекаемых запасов нефти, обводнение пластов и продукции скважин.

Так, при добыче нефти на месторождениях серьезной проблемой, вызывающей осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и солевых отложений, формирование которых приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок. Часто такие отложения полностью выводят из строя дорогостоящее оборудование, приводят к трудоемким подземным капитальным ремонтам и дополнительным ремонтным работам, а в итоге – к значительным потерям в добыче нефти и, следовательно, к ухудшению технико-экономического показателя нефтегазодобывающего предприятия. Образование эмульсий при выходе из скважины вместе с сопутствующей пластовой водой усиливает осадкообразование.

Как известно, борьба с АСПО и солеотложениями в процессах добычи нефти ведется по двум направлениям: профилактика (или предотвращение) отложений; удаление уже сформировавшихся отложений. Выбор оптимальных способов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями и солеотложениями и эффективность различных методов зависит от многих факторов, в частности, от способа добычи нефти, термобарического режима течения, состава и свойств добываемой продукции.

Целью данной работы является анализ методов борьбы с АСПО и солеотложениями, а также выявление наиболее эффективных методов в технологических условиях.

1. Общая характеристика аспо

АСПО – природный композитный материал, состоящий из 10 – 15 органоминеральных веществ и соединений

Асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО) образованы в основном парафинами, смолами и асфальтенами, которые в условиях пласта коллоидно растворены в нефти.

В группу парафинов входят твёрдые углеводороды от С₁₇Н₃₆ до С₇₁Н₁₄₄. Плотность парафина в твёрдом состоянии колеблется в пределах от 865 до 940 кг/м³. Чистые парафины – белые кристаллические вещества, которые при определённых термодинамических условиях переходят в жидкое состояние. Смолы представляют собой полициклические соединения, молекулы которых, кроме углерода и водорода, содержат атомы кислорода, серы, азота. В нефти такие соединения обладают коллоидными свойствами и оказывают влияние на начало кристаллизации и рост кристаллов парафина. Так, при концентрации смол 4% температура застывания нефти понижается на 2 ⁰С.

Асфальтены имеют большую молекулярную массу, коллоидную или твёрдую консистенцию. Как ПАВ асфальтены в 8 раз активнее смол. Эффективная концентрация асфальтенов, влияющих на кристаллизацию парафина, составляет 0.5%.

Наличие в нефти частиц песка, глины и других механических примесей способствует упрочнению АСПО, зачастую выступая центрами кристаллизации парафина.

В химическом отношении парафины различаются стойкостью по отношению к различным химическим реагентам. Серная кислота не действует на парафин не только при низких температурах, но и при высоких. Обычные азотная и соляная кислоты, а также щелочи инертны в отношении парафина. Парафин легко окисляется воздухом.

Высокомолекулярные парафины от С₃₇Н₇₄ до С₅₃Н₁₀₈, называемые церезинами, отличаются по своим свойствам от обычных парафинов – имеют более высокую температуру кипения, а также обладают большими молекулярными массами и плотностью.

В состав смолистых веществ входят: азот, сера и кислород. Они обладают высокой молярной массой, не летучи, имеют большую неоднородность.

В связи с испарением и окислением нефти увеличивается содержание смолистых веществ в ней. Содержание смол возрастает при контакте с краевыми водами. Нефти обводненных скважин оказываются более смолистыми даже в пределах одного и того же месторождения.

Содержание смолистых веществ и парафина связано с обратным соотношением. В нефти содержится небольшое количество асфальтенов (2‑5%). Плотность их колеблется в пределах 1000 кг/м³, они хорошо растворяются в бензоле, но нерастворимы в спирте и бензине.

Состав АСПО зависит в определённой степени от свойств и состава исходной нефти, а также от места отложения по пути движения нефти. В пределах одного нефтедобывающего региона и даже отдельного месторождения состав АСПО меняется в широких пределах. Нефти многих месторождений могут содержать в своём составе от следов до 30% и более смоло-парафиновых веществ. Количество растворённого парафина в нефти бывает различно. В зависимости от содержания парафина нефти разделяются на парафинистые (более 2% парафина), слабопарафинистые (от 1 до 2% парафина) и беспарафинистые (менее 1% парафина). Точное знание состава АСПО имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними, в частности для использования методов.