Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Проблема борьбы с отложениями при эксплуатации месторождений с высоким содержанием парафина на примере ОАО "Удмуртнефть"

Проблема борьбы с отложениями при эксплуатации месторождений с высоким содержанием парафина на примере ОАО "Удмуртнефть"

Характеристика Ельниковского месторождения, физико-химические параметры добываемой нефти. Механизм образования асфальто-смолистых и парафиновых отложений. Технология химического метода. Оценка безопасности и экологичности разрабатываемого проекта.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 11.03.2012
Размер файла 1,8 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Проблема борьбы с отложениями при эксплуатации месторождений с высоким содержанием парафина продолжает оставаться одной из самых актуальных проблем как в нефтяной отросли в целом, так и в ОАО «Удмуртнефть» в частности.

Изучение этой проблемы для условий месторождений Удмуртии было начато впервые с постановки данной темы в 1977 году. В этой связи круг вопросов, требующих изучения, оказался весьма обширным. Этому способствовали и специфические условия разработки и эксплуатации месторождений, а также физико-химические и реологические свойства нефтей. К ним необходимо прежде всего отнести следующие: повышенная вязкость, сравнительно низкие дебиты, низкая температура пласта, близкая к температуре кристаллизации парафина, недостаточное для поддержания флюидного равновесия давления, низкий газовый фактор с высоким содержанием азота в составе попутного газа, механизированный фонд скважин, совместный транспорт продукции скважин различных месторождений и горизонтов. Промысловая информация об условиях и характере парафинизации нефтепромыслового оборудования была недостаточна, а в ряде случаев противоречива.

Поэтому изучение проблемы было начато с анализа имеющихся и применяемых способов борьбы с отложениями, а после этого эффективного поиска других направлений и методов в этой области.

Испытывались лабораторно и внедрялись производство множество различных реагентов, как специально изготовленных, так и отходов производства других отраслей промышленности. Применялись различные покрытия нефтепромыслового оборудования, призванные не допускать налипания и скопления отложений парафина. Внедрялось принципиально новые в нефтяной отросли технологическое оборудование. Шли поиски практичных приборов контроля и средств наблюдения за динамикой отложений.

Совершенствовались традиционно применяемые методы борьбы с отложениями парафина. Надо отметить, что исследования велись в том числе и на молекулярном уровне с поиском закономерностей и различных зависимостей. Настоящая работа посвящена рассмотрению вопросов о механизме парафинизации промыслового оборудования и борьбе с отложениями при эксплуатации Ельниковского месторождения.

1. Краткая характеристика Ельниковского месторождения

Ельниковское месторождение расположено на территории Каракулинского и Сарапульского районов Удмуртской республики в 100 км от Ижевска. Вдоль восточной границы месторождения проходит железодоровная линия Москва-Казань-Екатеринбург. Сеть автомобильных дорог в пределах месторождения представлена асфальтовым шоссе Ижевск-Самара-Камбарка, проходящим по территории месторождения. Асфальтированное шоссе связывает Ельниковского и Вятское месторождения. По территории месторождения протекает судоходная река Кама, отделяющая Прикамский участок от Ельниковского месторождения. Речные пристани расположены в Сарапуле и Камбарке. (Рис. 1.1)

С действующим Вятским нефтепромыслов месторождение связано нефтепроводом. Электроснабжение обеспечивается ЛЭП - 110 Воткинская ГЭС - Сарапул и ЛЭП - 35 Сарапул - Мостовое - Каракулино.

К наиболее крупным населенным пунктам относятся деревни: Мазунино, Соколовка, Тарасово, Северное, в 40 км от центра площади расположен город Сарапул, Являющийся районным центром, крупной железнодорожной станцией и важным речным портом. Здесь же расположены производственные базы Сарапульского НГДУ объединения «Удмуртнефть».

В орогидрографическом отношении Ельникосвкое месторождение расположено на Сарапульской возвышенности, служащей водоразделом между Камой и ее правым притоком реки Иж. С того же водораздела берет начало река Кырыкмасс (левый приток реки Иж), пересекающая месторождение с востока на запад. Отметки рельефа в пределах рассматриваемой территории колеблются уровня моря от 70 до 250 метров.

Рисунок 1.1 Схема размещения месторождений Удмуртской Республики

В климатическом отношении район месторождения относится к зоне континентального климата со среднегодовой температурой +2°С. Период отрицательной температур (до минус 45°С) начинается с октября и заканчивается в первой половине апреля. В течение года выпадает 500-600 мм. Осадков, две трети которых приходятся на период с мая по октябрь.

В экономике района месторождения большое значение имеет сельскохозяйственное производство. Под посевом занято 70% его территории.

Из полезных ископаемых, кроме нефти, следует отметить аллювиально-деллювиальные суглинки, конгломераты и галечники татарского возраста, небольшие месторождения гравия, используемо для дорожного строительства, и пресные воды с хорошим питьевыми качествами. Последние используются для бытовых нужд.

1.1 Физико-химическая характеристика нефтей «Ельниковского» месторождения

Нефти турнейского яруса

Давления насыщения, определенное по 4 пробам, колеблется в интервале от 0,4 до 7,88 МПа, газонасышенность от 1,77 до 15,8 м3/т, вязкость от 19,9 до 39,9 МПа с.

Плотность нефти изменяется от 0,883 до 0,932 г./см3, ее вязкость при температуре 20°С - от 40,26 до 151, 43 МПа с. Выход светлых фракций при нагревании нефти до 300°С составляет 29-42%. По химическому составу нефть является высокосернистой (2,01-4,6%), парафинистой (1,1-6,7%) и высокосмолистой (14,03-18,6%) Содержание асфальтенов составляет 3,37-9,2%.

Состав нефтяного газа (СКВ.293) представлен, в основном - углеводородами, среди которых представляют: этан - 11,77%, пропан - 20,93%. Содержание азота в газе - 41,17% концентрация галлия - 0,046%.

Нефти залежей терригенной толщи нижнего карбона.

Давление насыщения нефти по залежи изменяется от 0,7 до 10,81 МПа, газонасыщенность от 5,5 до 18,1 м3/т, объемный коэффициент - 1,019, плотность в пластовых условиях от 0,863 до 0,897 г./см3, вязкость от 12 до 24,1 МПа с.

Вверху по разрезу залежи отмечено увеличение газонасыщенности, уменьшение плотности и вязкости пластовой нефти.

В среднем по залежи нефти - высокосмолистая (16,45%), высокосернистая (2,59%), парафинистая (4,6%), содержание асфальтенов равно 4,43 выход светлых фракций, выкипающих при 300°С - 35,3%.

Состав нефтяного газа в пластовых условиях среди легких компонентов преобладает азот - 5,9%, пропан - 4,62% и бутан - 3,85%. Состав нефтяного газа относится к азатно-углеводородному типу. Содержание азота в газе 43,7% при диффкренциальном разгазировании его доля возрастает до 68,58%. Среди углеводородных компанентов преобладает этан - 12,03%, пропан - 19,6%. Концентрация гелия 0,040%. Содерание сероводорода - 0,57%.

Нефти каширо-подольских отложений.

Давления насыщения нефти колеблется в пределах 4,0-7,84 МПа, газонасыщенность - 12,9-26,9м3/т, вязкость - 6,3-14,6 МПа с.

Плотность нефти изменяется от 0,843 о 0,881 г./см3, вязкость при t=20°С - 13,7-144,28 МПа с.

Выход светлых фракций при нагревании нефти до 300 С составляет 26-54%. По химическому составу нефть является высокосенристой (1,3-11,7%), парафинистой (0,44-7,02%) и высокомолистой (5,96-19,0%). Содержание асфальтеов в нефти составляет 2,06-7,34%.

Нефтяной газ относится к азотоуглеводородному. Содержание азота в газе равно 26,61%, при дифференциальном азгазировании нефти его доля возрастает до 37,64%. Среди отдельных углеводородов преобладает этан - 18,5% и пропан - 28,44%. Концентрация гелия составляет - 0,029%.

1.2 Текущее состояние разработки Ельниковского месторождения

Ельниковское нефтяное месторождение в промышленную разработку месторождение введено в 1977 году.

Запасы нефти переутверждены ГКЗ РФ 28.03.90 г. (протокол №10819). По месторождению запасы нефти составляют: по категории В - 67202 тыс. т балансовых запасов и 27958 тыс. т извлекаемых запасов, по категории С1 - соответственно 44078 тыс. т и 1006 тыс. т по категории С2 - соответственно 30952 тыс. т и 6463 тыс. т Утвежденный коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,34.

По состоянию на 01.01.10 г. на месторождении пробурено 584 скважины, которые по объектам распределены следующим образом: каширо-подольский - 20 скважин; турейский - 3 скважины; яснополнский - 560 скважины.

Утвержденный вариант разработки предусматривал следующие основные положения:

· Ввод яснополянского объекта в разработку в 1977 году;

· Продолжительность разбуривания 9 лет;

· Бурение 404 добывающих, 208 нагнетательных, резервных и 31 специальных скважин (сетка 400х400 м);

· Максимальный уровень добычи нефти - 1323 тыс. т/год;

· Давление на устье нагнетательных скважин 15.0 МПа.

Каширо-подольские залежи введены в пробную эксплуатацию в 1984 году. За весь период эксплуатации из залежей отобрано 48518 т. Нефти, 114383м3. жидкости. Средний дебит одной добывающей скважины по нефти - 1,5 т/сут, жидкости - 2,7 т/сут. Эксплуатация залежи осуществляется 15 скважинами.

Тернейские залежи введены в пробную эксплуатацию в 1970 году. Эксплуатация залежи осущестляется 3 скважинами. За весь период эксплуатации отобрано 39512т. Нефти, 94337м3. жидкости, обводненность - 71,7%, средний дебит по нефти в2006 году составил 2,5 т/сут, по жидкости 8,6 т/сут.

Залежи яснополянского надгоризонта на 01.01.10 год. Объект полностью разбурен в пределах площади. В 2010 г. Добыча составила по нефти 382,386 тыс. т., добыча жидкости 1838,761 тыс. т.

С начало разработки отбор нефти составил 19775,324 тыс. т 69,9% от НИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,24%, текущая обводненность - 80,9%.

С 1977 года начата закачка воды в залежь. Давление на устье нагнетательных скважин за весь срок разработки на уровне 8 МПа против проектного 14-15 МПа. Фактическое давление нагнетания обеспечивает необходимую приемистость нагнетательных скважин. Накопленная обеспеченность отбора закачкой на уровне проектной. Пластовое давление ниже начального (128,9 МПа против 134 МПа). Это обусловлено не равномерным закачкой воды по площади залежи.

На 01.01.10 г. Средний дебит одной скважины по нефти составил 3,8 т/сут, по жидкости 20,0 т/сут.

На 01.01.10 г. Отбор нефти по месторождению составил 19863363т. (52,2% от НИЗ), жидкости 58541175 м3, закачка воды 70555,73 тыс. м3. Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1986 г. - 1323,3 тыс. т. Средний дебит по нефти 3,7 т/сут., по жидкости 19,1 т/сут.

1.3 Исходные данные

Запасы нефти переутверждены ГКЗ РФ 28.03.90 г. (протокол №10819). По месторождению запасы нефти составляют: по категории В - 67202 тыс. т балансовых запасов и 27958 тыс. т извлекаемых запасов, по категории С1 - соответственно 44078 тыс. т и 1006 тыс. т по категории С2 - соответственно 30952 тыс. т и 6463 тыс. т Утвежденный коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,34.

По состоянию на 01.01.10 г. на месторождении пробурено 584 скважины, которые по объектам распределены следующим образом: каширо-подольский - 20 скважин; турейский - 3 скважины; яснополнский - 560 скважины.

· Ввод яснополянского объекта в разработку в 1977 году;

· Продолжительность разбуривания 9 лет;

· Бурение 404 добывающих, 208 нагнетательных, резервных и 31 специальных скважин (сетка 400х400 м);

· Максимальный уровень добычи нефти - 1323 тыс. т/год;

· Давление на устье нагнетательных скважин 15.0 МПа.

Каширо-подольские залежи введены в пробную эксплуатацию в 1984 году. За весь период эксплуатации из залежей отобрано 48518 т. Нефти, 114383м3. жидкости. Средний дебит одной добывающей скважины по нефти - 1,5 т/сут, жидкости - 2,7 т/сут. Эксплуатация залежи осуществляется 15 скважинами.

Тернейские залежи введены в пробную эксплуатацию в 1970 году. Эксплуатация залежи осущестляется 3 скважинами. За весь период эксплуатации отобрано 39512т. Нефти, 94337м3. жидкости, обводненность - 71,7%, средний дебит по нефти в2010 году составил 2,5 т/сут, по жидкости 8,6 т/сут.

Залежи яснополянского надгоризонта на 01.01.10 год. Объект полностью разбурен в пределах площади. В 2010 г. Добыча составила по нефти 382,386 тыс. т., добыча жидкости 1838,761 тыс. т.

С началом разработки отбор нефти составил 19775,324 тыс. т 69,9% от НИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,24%, текущая обводненность - 80,9%.

С 1977 года начата закачка воды в залежь. Давление на устье нагнетательных скважин за весь срок разработки на уровне 8 МПа против проектного 14-15 МПа. Фактическое давление нагнетания обеспечивает необходимую приемистость нагнетательных скважин. Накопленная обеспеченность отбора закачкой на уровне проектной. Пластовое давление ниже начального (128,9 МПа против 134 МПа). Это обусловлено не равномерным закачкой воды по площади залежи.

2. Технологический раздел

2.1 Механизм образования АСПО

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах нашей страны. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений. Химический состав АСПО изменяется в широких пределах. АСПО содержат парафины, пиридины, асфальтены, смолы, кислород, азот, серу, металлы, и минеральные вещества в виде расворов солей органических кислот, воду с растворимыми с ней солями (хлориды, гидрокарбонаты нтрия, кальция, магния, сульфаты и карбонаты).

Парафины - твердые углеводороды метанового ряда. Температура плавления парафина в основном 52-62С. В пластовых условия парафины находятся в растворенном состоянии. При снижении температуры, давления и разгазирования нефти парафина выпадает в виде кристаллов на стенках НКТ, глубинном оборудовании и поверхностных газонефтепроводах.

Смолистые асфальтеновые вещества - сложная смесь высокомолекулярных соединений. В нефтях АСПО находятся в виде коллоидных систем (взвесь частиц размером 10» - 10 «см). Иногда содержание смолисто-асфольтеновых веществ достигает 50. они имеют большую молекулярную массу и не перегоняется даже с помощью вакуумной перегонки: нейтральный, химически и термически неустойчивы. При нагревании на воздухе до 100-150С смолы переходят в асфальтены.

Смолы - жидкие или твердые вещества. Обладают высокой пластичностью и вязкостью, имеют бурый или черный цвет. Плотность близка к единице. Содержат 3-12% кислорода, серы, азота и 9-11 водорода. Хорошо растворяются во многих органических растворителях.

Асфальтены - нерастворимые в петронейном эфире (смесь легих углеводородов, преимущественно пентанов и гексанов), порошкообразные вещевства бурого или черного цвета, плотность более 1. Содержание асфальтенов в нефтях - 0-20%. Они растворимы в ароматических углеводородах, нефти, хлороформе и сероуглероде. При температуре выше 300С асфальтены превращаются в кокс с выделением газов.

Механизм образования АСПО объясняют следующим с образом. В начале зарождаются центры кристаллизации и растут кристаллы. Затем мельчащие кристаллы осаждаются на поверхности трубы, контактирующей с нефтью. На последней стадии на парафинированную поверхность осаждаются более крупные кристаллы.

Основными факторами, обуславливающими процесс отложения АСПО на нефтепромысловом и внутрискважинном оборудовании, являются:

- Тепловой состояние при забойной зоны пласта в процессе эксплуатации скважины.

- Компонентный состав и физико-химические свойства добываемый нефти, а также изменения этих показателей во время разработки месторождения.

Достаточно высокое содержание высокомолекулярных углеводородных соединен в добываемой нефти месторождения температурные условия (Тиас и Тпл) предопределяют отложения парафина в нефтепромысловом оборудовании.

В процессе разработки происходит изменения термодинамических условий залежи и при забойной зоны пласта. Это обусловлено применением различных способов воздействия на залежи нефти и призабойную зону скважины, с целью повышения коэффициента нефтеизвлечения и интенсификации добычи нефти.

2.2 Основные методы борьбы с АСПО

Для предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений применяют следующие мероприятия:

Химический. В этом случае используют химические реагенты и растворители. Осуществляют промывки колонн НКТ растворителями типа РАСПО, СОНПАР, МЛ-72, МЛ-80, РТ-1У гидрофодно-эмульсионными растворами, нексановый фракцией, соляро-бензиновой смесью, применяют ингибиторы парафинового отложения Реапон ИФ, Реапон-4В, РТ-1М, а также применяют ИКД спускаемый под насос.

Термический. Здесь промывка колонн НКТ горячей нефтью (на установках ШГН) и пропарка лифта с помощью агрегатов АДП-12/150 и паропередвижных установок.

Механический: применение скребков на штангах со штанговращателями, торпед (резиновые шары), крупнозернистая соль, разбуривание.

Физический: МИОН (магнитный индуктор).

Химический метод

Сущность химического метода заключается в применении специальных растворителей, удаляющих отложения АСПО, за счет изберательного растворения отдельных составляющих и диспергирования смолопарафиновой массы, а так же реагентов, предотвращающих отложения парафинов-диспергаторов, депрессаторов и модификаторов.

Предлогаемые внастоящее время удалители отложения парафина можно разделить на следующие группы:

1. Растворители (однофазные системы);

2. Вода+ПАВ (однофазные системы);

3. Дисперсии растворителей (двухфазные системы);

4. Мицелярные растворы (однофазные системы).

Рисунок 2.1 Борьба с АСПО на Ельниковском месторождении нефти

Самым эффективным растворителем парафина является сероуглерод, хлорированные углеводороды. Растворяющая способность таких продуктов как бензол, толуол, скипидар в три раза ниже. Еще меньшей растворимостью к парафину обладает бензин, керосин. Несмотря на высокую растворяющую способность сероуглерода, применение его ограничено в силу высокой огнеопасности и токсичности. Хлорированные углеводороды отрицательно влияют на процессы переработки нефти, отравляя катализаторы. Поэтому наиболее широкое применение при очистке от парафиновых отложений нашли углеводороды ароматического ряда: бензин, газолин, керосин, скипидар.

Зачастую для отмывки отложений используют подогретую нефть.

Выбор того или иного растворителя для очистки от смолопарафиновых отложений определяют составом отложений, их прочностью, способом эксплуатации скважин. Так для фонтанных скважин целесообразно использование менее жестких растворителей: бензин, керосин, подогретая легкая нефть; для газлифтных - более жестких, например, толуола или смеси его с керосином (1 группа).

Ко второй группе относятся водные растворы ПАВ преимущественно неионогенного типа, например, ОП-10 при концентрации поверхностно-активного вещества от 0,1 до 5%. Использование ПАВ целесообразно для отмывки АСПО, с преобладающим содержанием смол и незначительно парафина (до 1,5%). Расход реагента 6-40 гр. на 1 тонну нефти.

К третьей группе относятся водные дисперсии растворителей, приведенных в первой группе. Дисперсии представляют собой двухфазную систему с содержанием растворителя от 5 до 90%. В качестве дисперсной среды (непрерывной фазы) используют воду или кислоты.

При очистке скважинного оборудования химические реагенты подаются через затрубное пространство или непосредственно в НКТ. Объем растворителя от 5 до 30 м. Другой разновидностью химического метода является использование добавок-модификаторов. Действие их основано на изменении кристаллизации парафина за счет адсорбции добавок на последнем и сводится к понижению способности парафина к образованию центров централизации. Преимуществом использования модификаторов является то, что они способны поддержать парафин во взвешенном состоянии на всем пути движения нефти от забоя скважины до нефтеперерабатывающих заводов. Модификаторы вводят в количестве 0,0001 -0,01 кг/т через затрубное пространство. Эффективность использования модификаторов повышается после очистки скважины растворителем. Использование добавок-модификаторов позволяет снизить температуру застывания нефти на 20-30°С, понизить вязкость нефти. Отложение парафинов снижается до 50%. Таки образом, очистка от смолопарафиновых отложений отличается многообразием методов и видов реагентов. Выбор метода для очистки будет определяться конкретными условиями нефтяного месторождения.

Разработан широкий ассортимент химических реактивов растворителей АСПО.

На Ельниковском месторождении используют:

Реагент СНПХ - 7 р-1 - смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения и ароматических углеводородов.

Реагент ЛМЛ-72 - смесь синтетических ПАВ разных классов и различного химического состава, многоцелевой продукт, помимо использования для очистки от АСПО насосно-компрессорных труб и другого оборудования реагент используют в качестве компонент задавочной жидкости при ремонтных работах и реагента, способствующего интенсификации работы механизированных скважин с обводненной продукцией.

Реагент РТ-1 представляет собой 7 - 10% композиции поверхностно-активных веществ в углеводородном растворителе.

В качестве поверхностно-активных веществ используется алкилированные сульфакислоты.

В качестве углеводородного растворителя - гексановая фракция. Температура застывания реагента РТ-1 - 35?С.

Для закачки РТ-1 в затрубное пространство и в нефтепровод используют дозировочные насосы типа (НД 1,6 х 60 или НД 10 х 60) с электроприводом и механическим приводом от станка-качалки.

I - устройство для подачи ингибитора; 2 - бака для заливки жидкого реагента; 3 - механизма регулировки длины троса; 4 - всасывающего трубопровода; 5 - фильтр; 6 - нагнетательного трубопровода.

Рисунок 2.2 Устройство подачи реагентов.

Спуск твердого ингибитора ИКД

Ингибитор ИКД отличается длительностью действия.

Использование контейнеров с ИКД позволяет:

· дозировать ингибитор в эффективных минимальных концентрациях.

· подавать ингибиторы при добыче нефти из коллекторов с любой степенью проницаемости и любым пластовым давлением.

· Предотвращать процесс отложения АСПО, коррозии, солеотложения и образования эмульсии с самого начала технологической цепочки добычи нефти.

Краткая инструкция по применению контейнера с реагентом серии ИКД

Твердые ингибиторы серии ИКД помещаются в добывающие скважины в перфорированных контейнерах, изготовленных из 4 отрезков насоснокомпрессорных труб (НКТ) диаметром 73 мм. Длина отрезков НКТ (камер) 5 м. каждая камера контейнера отделена друг от друга перфорированной шайбой (диаметром 63 мм), толщиной 4-5 мм. с 3 отверстиями, диаметром 7-8 мм. каждое. Верхний и нижний концы контейнера заглушены такими же перфорированными шайбами. Твердый реагент ИКД помещается в камеры контейнера.

Первым в скважину спускается контейнер, затем фильтр, при добыче нефти штанговым насосом, затем хвостовик, с учетом установки контейнера на расстоянии, максимально близком к интервалу перфорации. В конце устанавливается насосное оборудование и колонна НКТ. Такая компоновка необходима при защите скважинного оборудования от отложений АСПО и предотвращения образования эмульсии. При использовании реагентов серии ИКД для предотвращения процессов коррозии и солеотложения не требуется приближенность контейнера к интервалу перфорации. Установка контейнера возможна при всех способах добычи нефти, т.е. в скважинах оборудованных ШГН, ЭЦН и фонтанных.

После спуска глубинного оборудования и запуска скважины в работу, добываемые флюиды, через перфорированные отверстия, омывают реагент, который, постепенно растворяясь в добываемых флюидах, выносится вместе с продукцией скважины, т.е. происходит его самодозировка.

Компоновка оборудования скважины при спуске контейнера с ИКД изображена на рисунке. (Рис. 6)

Использование контейнеров с ИКД позволяет:

· дозировать ингибитор в эффективных минимальных концентрациях;

· подавать ингибиторы при добыче нефти из коллекторов с любой степенью проницаемости и любым пластовым давлением.

· Предотвращать процесс отложения АСПО, коррозии, солеотложения и образования эмульсии с самого начала технологической цепочки добычи нефти.

Состав твердого реагента серии ИКД подбирается для месторождений нефти Удмуртии отдельно. Состав реагентов позволяет бороться как с парафинами, так и с эмульсиями.

Термический метод

Чтобы восстановить производительность скважин, проводят тепловые обработки для расплавления отложений парафина и асфальто-смолистых веществ, и последующего их удаления вместе с нефтью на поверхность в добывающих скважинах.

На промыслах применяют следующие виды тепловых обработок горячей нефтью, паром (паротепловая), электронагревателями, термоакустическое воздействие, высокочастотно элекстромагнитноакустическое воздействие.

Планирование тепловых обработок проводится по следующим исходным данным: глубина залегания пласта, тип коллектора, толщина пласта, пластовые температуры и давления, пористость и проницаемость пласта, вязкость нефти в условиях, содержание АСПО, дебит жидкости и доля воды в продукции скважины, внутренний диаметр эксплуатационной колонны. По результатам исследования и, с учетом опыта проведения обработок на месторождении, выбирает конкретный вид тепловой обработки и ее параметры: продолжительность и температуру подогрева, расход тепла, глубину установки нагревателя и т.д.

В качестве теплоносителя используют нагретую нефть, конденсат (газолин), керосин и дизельное топливо. Практикой установлено, что для прогрева требуется 15-30 м3 теплоносителя, нагретого до 90-95С, в паропередвижных установках или электронагревателях. При закачивании теплоносителя в скважину используют агрегат АДП.

Технология обработки горячей нефтью

Теплоноситель закачивают через затрубное пространство. При этом растворяется часть парафина на стенках эксплуатационной колонны и НКТ асфальто-смолистые вещества вытесняют до приема насоса и далее на поверхность СКВ. Этот способ прост, так как не требует остановки скважины. Однако это сопровождается большим расходом тепла на нагрев эксплуатационной колонны и колонны НКТ.

1 - манифольд; 2 - нагреватель; 3 - система воздухоподачи; 4 - контрольно - измерительные приборы, система автоматическогорегулирования; 5 - нагнетательный насос 2НП - 160; 6 - трансмиссия привода механизмов; 7 - топливная система.

Рисунок 2.4. АДП 4 - 150.

Техническая характеристика установки АДПМ:

Подача по нефти, мэ/ч…………………………………………………………12

Максимальная температура нагревания нефти, 0С безводная……………………………………………………………………………………………..150

обводненная до 30%……………………………………………………….122

Рабочее давление на выкиде агрегата, МПа………………………………..13

Теплопроизводительность агрегата, ГДж………………………………… 3,22

Насос: для нагнетания нефти……………………………………….ПТ2-4/250

Вентилятор для подачи воздуха…………………………………..Ц10-28 №4

Наибольший расход дизельного топлива, кг/ч………………………………315

Вместимость топливного бака агрегата, м…………………………………. 0,6

Габаритные размеры, мм……………………………………….880*2750*3600

Масса, т …………………………………………………………………18,880

Механический метод

По конструкции и принципу действия скребки применяю пластинчатые со штанговращателем, имеющие две режущие пластины, способные очищать АСПО только при вращении. Для этого используют штанговращатели, подвешенные к головке балансира станка-качалки. Вращение колонны штанг и, следовательно, скребков происходит только при движении вниз. Таким путем скребок срезает АСПО с поверхности НКТ;

В последние годы вместо металлических пластинчатых скребков на штангах укрепляют пластиковые скребки. Они одновременно играют роль центраторов. Есть информация, что при использовании скребков-центраторов протирается НКТ.

Участок трубопровода, подвергающийся механическим методам очистки:

- участок трубопровода сварен из труб одного диаметра с учётом возможности пропуска очистного устройства на всём протяжении;

- величины овальности труб, вмятин и горф в допустимых пределах;

- участки не должны иметь подкладных колец, устройств, выступающих во внутреннюю полость трубопровода;

- радиусы кривых вставок на участке должны быть не менее пяти диаметров трубопровода;

- участок трубопровода оснащается полнопроходной запорной арматурой;

- участок должен выдерживать нагрузки от пропуска очистных устройств.

Пропуск очистного устройства производится при скоростях потока выше 0,3 м/с. Наилучшие условия очистки обеспечиваются при скоростях до 2 м/с для нефтепроводов. Движение скребка производится за счёт энергии насоса (перепада давления создаваемое этим насосом по отношению к давлению в трубопроводе).

Выбор очистных устройств производится по их техническим характеристикам с учетом конструкции конкретного трубопровода и в зависимости от вида отложений и загрязнений. Для удаления скоплений воды, газа, мазеобразных и рыхлых парафиновых отложений используются разделители: шаровые; манжетные, очистные поршни, разделители с полиэтиленовыми манжетами, цилиндрические и другие. Очистные скребки универсальны в применении, обеспечивают высокое качество очистки от твердых парафиновых и других отложений. К ним относятся: скребки щеточные, гибкие размывающие вращающиеся скребки, скребки многоцелевые рессорные др.

К методу предотвращения АСПО следует отдельно выделить применение гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали. При перевозках, спускоподъемных операциях и в скважинах НКТ подвергаются значительным ударным, растягивающим, сжимающим, изгибающим и другим нагрузкам. Стеклянное покрытие ввиду его хрупкости, значительной толщины и отсутствия сцепления с металлом трубы не надежно и разрушается в процессе спускоподъемных операций. Последнее приводит к образованию стеклянных пробок в колонне НКТ и заклиниванию насосов. Кроме того, технология нанесения стеклянных и эмалевых покрытий предполагает нагрев труб до 700-800 0С, что вызывает необратимые процессы в структуре металла и расплавление вершин резьб.

Были опробованы НКТ с покрытиями из бакелитового лака, бакелито-эпоксидной композиции, эпоксидного лака и стеклоэмали. Недостаточные термо- и морозостойкость эпоксидных смол являются сдерживающим фактором их широкого применения. С этих позиций лучшими могут считаться НКТ, футерованные стеклоэмалью. Прочность и адгезия эмали высоки. Сколы в процессе спускоподъемных операций и транспортировки не наблюдаются.

Большое сопротивление истиранию, низкие тепло- и электропроводность открывают большие перспективы внедрения труб со стеклоэмалевым покрытием в нефтедобывающей промышленности.

Скребок колонный (скрейпер) СК-102, СК-114, СК-127, СК 140-146, СК-168, СК-178.

Рисунок 2.5 - Скребок колонный СК-102

Скрейпер универсальный предназначен для удаления коррозии, глинистой корки, цементной оболочки, парафинистых отложений с внутренних стенок обсадных труб с условным диаметром 102; 114; 127; 140; 146; 168, 178.

Конструкция скребка предусматривает возможность плавной регулировки прижимного усилия ножей. Комплектация: скребок в сборе.

Габариты:

длина - 770 мм; длина СК-127 - 690 мм;

диаметр проходного отверстия - 32 мм;

присоединительная резьба - З-76 В-76 ГОСТ Р50864-96;

диаметр для СК 140-146 - 116-134; диаметр для СК 168 - : 140-156; диаметр для СК 127 - 100-116.

Перекрытие очищаемой поверхности ножами скребка - 360 градусов.

Рисунок 2.6 - Скребок гидромеханический

Скребок гидромеханический (скрейпер) СГМ 140-146; СГМ-168.

Универсальный скребок для удаления коррозии, глинистой корки, цементной оболочки и АСПО. По сравнению с универсальными механическими скребками серии СК скребки СГМ имеют повышенную эффективность за счет надежного прижима ножей, выдвигаемых поршнями под действием перепада давления промывочной жидкости. Скребок отличается от аналогов отсутствием резиновой камеры. Для повышения стойкости ножи скребка могут быть армированы гранулами серии REX из твердого сплава марки ВК8 или ВК8ВК

Скребок лепестковый (скрейпер) для очистки насосно-компрессорных труб.

Рисунок 2.7 - Скребок лепестковый для очистки НКТ

Назначение. Раздвижной скребок предназначен для механической очистки внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 60, 73, 89 от органических и неорганических отложений действующих скважин, оснащенных электропогружными центробежными насосами. Скребок отличается тем, что для очистки трубы не требуется принудительный прижим ножей к внутренней стенке НКТ - ножи прижимаются самостоятельно за счет конструкции скребка и заточки ножей. При спуске в трубу скребок складывается - осуществляется холостой ход, а при подъеме вверх раскрывается для очистки трубы. Отделенные от стенок НКТ отложения потоком нефти выносятся из скважины. Стандартная сборка из одной режущей секции. При необходимости повышения эффективности очистки, скребок составляют из двух режущих секций. Для облегчения спуска в скважину к скребку крепится утяжелитель. Комплектация: скребок (одна режущая секция), утяжелитель.

Габаритные размеры скребков:

Условные диаметры, очищаемых труб - 60,73,89 мм

Диаметр скребков в рабочем (раскрытом) положении, мм - 44, 56,73

Длина скребков, мм - 1580, 1780

Масса скребков - 7,6 кг, 9,8 кг, 12

Коэффициент перекрытия очищаемой поверхности - 1,1

Достоинства изделия:

- прост и надежен в эксплуатации.

- использование скребка позволяет увеличить межремонтный период скважины.

Физический метод

В связи с низкой эффективностью и дороговизной применяемых средств предупреждения в скважинах эксплуатирующихся с помощью ШГН, проводилась работа по внедрению магнитов для недопущения парафиноотложений. Метод намагничивания скважинной продукции был известен давно, но не было соответствующего оборудования и эффективных магнитов. Промышленный эксперимент в Удмурткой республике проводился на Мишкинском, Киенгопском, Гремихинском, Ельниковском, Чутырском месторождениях объединения «Удмуртнефть».

Работа магнитных устройств приводит к изменению физико-химических свойств перекачиваемой через магнитное устройство смеси, вследствие чего количество АСПО и солей на стенках НКТ, нефтепроводах, наземном и другом оборудовании значительно снижается.

Применение МУ позволяет сократить количество ремонтов и увеличит МРП и МОП скважин, что существенно снижает себестоимость добычи нефти.

Магнитные депрарафинизаторы для работы в скважинах с НКТ до 114 мм с целью уменьшения скорости отложений парафина, асфальто-смолистых веществ, солей на внутренней поверхности труб, связанных с образованием новой фазы в диапазоне рабочих температур до 120°С, рабочих давлений до 40 мПа.

Рабочая среда - водогазонефтяная смесь и дисперсные системы различного состава и назначения.

Принцип действия - воздействия постоянными магнитами полями высокой напряженности на водогазонефтяные и другие растворы.

МИОН способствуют:

- повышению производительности скважины

- снижению скорости коррозии

- частичного связывания сероводорода и углекислого газа с ферроагрегатами, находящимися в газонефтяном потоке

- увеличению скорости сепарации газо-водонефтяной смеси

- разрушению устойчивых эмульсий за счет изменения поверхностного натяжения и электрических эффектов в потоке.

- созданию центров кристаллизации оригинально сформированным магнитным полем специальными магнитами

- снижению рабочего давления на малых скоростях движения раствора

Депарафинизатор на рисунке 2.8. и 2.9 представляет собой стальной корпус со встроенной в него магнитной системой из кольцевых постоянных магнитов.

Рисунок 2.8 - Магнитные депарафинизаторы

Поток скважинной жидкости проходит через магнитную систему, подвергаясь многократному перемагничиванию. При этом образуются активные элементы, которые способствуют предотвращению АСПО.

Рисунок 2.9 - Устройство и принцип работы магнитного депарафинизатора.

1 - корпус; 2 - поршни; 3 - ножи; 4 - отверстие

Рисунок 2.10 - Скребок «Кыргыч»

Скребок «Кыргыч». Устройство и принцип действия.

Содержит корпус 1, в поперечных окнах которого установлены поршни 2, взаимодействующие с ножами 3, установленными в проточках корпуса.

Под действием давления жидкости поршни выдвигаются и прижимают ножи к стенкам обсадной колонны при одновременной промывке через отверстие 4.

Преимущества. Простота, надежность, легко заменяются ножи, хорошее качество очистки.

2.3 Анализ методов борьбы с АСПО на Ельниковском месторождении

Для проведения анализа по борьбе с АСПО примем к рассмотрению группу скважин, сборный коллектор, и нефтепровод протяженностью 6000 метров на участке ЦДНГ-2 Ельниковского месторождения (кусты 76а, 82, 84 - ГЗУ - ДНС)

Сравним показатели рассматриваемого участка за 2009 г. и 2010 г. для удобства внесем необходимые данные в таблицы. (2.1 и 2.2)

Из таблиц видно, что работы по борьбе с АСПО проводились механическим (торпедирование), химическим (ручные заливки реагента ИФ, заливка РИФ при помощи УДС, обработка скважины растворителем РАСПО звеном ЦА, закачка реагента-деэмульгатора LML в нефтепровод АГЗУ83-ДНС-1 установки БР) и тепловым методом (АДП) Также проводился ремонт силами ПРС.

Рассмотрим технологию применяемых методов.

2.4 Технология обработок скважин АДП

Технология депарафинизации насосно-компрессорных труб с помощью АДП сочетает в себе три стадии процесса:

- депарафинизация труб за счет расплавления и последующего растворения смолопарафиновой массы в горячей нефти;

- процесс депарафинизации осуществляется за счет снижения сил сцепления отложений на поверхности контакта с металлической трубой, отделения парафиновой массы и последующего выноса её потоком прокачиваемой горячей нефти;

- депарафинизация лифтовой колонны есть результат комбинированного воздействия первых двух факторов.

Главными критериями, определяющими эффективность протекания процесса депарафинизации лифтовой колонны, являются:

1) температура нефти в потоке по длине трубы;

2) температура металла в зоне интенсивного отложения парафина;

3) величина силы сцепления парафиновой массы с металлом трубы в зависимости от её температуры.

Рассмотрим каждый из отмеченных критериев.

Определение теплового режима при проведении горячих промывок производится в полости лифтовой колонны в процессе закачки горячей нефти в скважину по схеме агрегат - затрубное пространство - НКТ.

При этом достигаются следующие значения температуры по стволу скважины (на примере обработки скв. №3706 Ельниковского месторождения).

Температура металла в зоне интенсивного отложения парафина может быть рассчитана по результатам замерных значений температуры нефти в полости труб с помощью методики. Так для случая обработки скважины №3608 объемом нефти 16 м3 при температуре 1100С и скорости закачки 14,5 м3/час получено следующее распределение температуры по стволу, табл. 2.1.

Таблица 2.1 Расчетное и фактическое распределение температуры по стволу скважины в процессе горячей обработки

Глубина, м

Температура, оС

Температура на стенке, оС

замерная

расчетная

50

59

55

82

100

51

50

73

150

39

45

67

200

30

38

61

250

24

32

53

300

21

30

50

350

20

26

45

400

19

24

43

450

19

23,5

39

500

20

23

37

450

20,5

22

35

600

21

22

33

Зависимость силы сцепления парафиновой массы с металлом трубы от температуры

Исследования проводятся в лабораторных условиях на адгезиметре конструкции УдмуртНИПИнефть.

При исследовании АСПО Ельниковского месторождения получена следующая закономерность изменения напряжения сдвига от температуры стальной поверхности.

Из приведенных результатов видно, что напряжение сдвига парафинового блока практически находится в прямо пропорциональной зависимости от температуры поверхности металла. Прямолинейная зависимость сохраняется до значения температуры, при котором резко снижаются силы сцепления парафина с поверхностью. Такой температурой для исследуемого парафина является 25-26о С. Абсолютное значение граничной температуры зависит от компонентного состава парафиновых отложений, времени старения на поверхности. Для отложений месторождений Удмуртии эта температура достигает 30оС.

Все вышеприведенные предпосылки образуют единый комплекс депарафинизации поверхности труб. Рассмотрим непосредственно сам механизм депарафинизации.

Механизм депарафинизации

Механизм депарафинизации основывается на понимании и интепритации имеющихся числовых значений вышерассмотренных критериев и наглядно показан на нанесены две кривые, отражающие распределение температуры:

1 - температура в НКТ;

2 - температура стенки НКТ.

Теперь для этого, чтобы ответить на поставленный вопрос - за счет чего в основном происходит депарафинизация лифтовых труб тепловым методом, - необходимо на графики нанести вертикальную линию соответствующей температуры плавления промыслового парафина. Прямая, изображенная на графике, соответствует температуре плавления промыслового парафина равна 50 - 53оС.

Через точки пересечения прямой с кривыми проведем горизонтальные линии и получим две зоны, отражающие этапы процесса депарафинизации.

Таким образом, при тепловой обработке скважины объемом горячей нефти 27 м3 полное расплавление парафиновой массы (I зона) возможно лишь до глубины 140 метров.

До глубины 400 метров (II зона) произойдет безусловное отлипание парафиновых отложений за счет расплавления парафиновой массы на поверхности насосно-компрессорных труб.

Граница III зоны определяется температурой, при которой наблюдается сдвиг парафиновой массы. Перенося значение граничной температуры (30оС) на ветвь кривой 2, определяем зону наиболее вероятного срыва парафиновых отложений, которая для условий Котовской площади ограничивается 650 - 680 метрами. В этой зоне срыв парафина зависит не только от значения температуры на поверхности трубы, но и от скоростного напора поднимающейся по НКТ нефти.

Четвертая зона - зона ослабленного сцепления парафина с поверхностью трубы - является очень небольшой по простиранию и не превышает 30 - 50 метров. Это объясняется скачкообразным повышением сил сцепления отложений в интервале граничных температур.

Пятая зона практически недосягаема для тепловой депарафинизации.

Следует отметить, что с увеличением количества тугоплавких компонентов в составе АСПО увеличивается и сила сцепления с металлом. С увеличением содержания нефти сила прилипания парафина снижается в пропорциональной зависимости. Такое же влияние оказывает и увеличение содержания смол. Так, введение в парафины смолистых компонентов до 3% снижает силу сцепления с поверхностью металла в 1,5 раза.

Выбор технологического режима проведения тепловой депарафинизации скважин

Технологический режим тепловой обработки выбирается с учетом технической возможности применяемого оборудования. В технических возможностей агрегатов, на основании экспериментальных данных, подбираются наиболее рациональные тепловые режимы обработки, такие как температура нагрева теплоносителя, объем закачиваемой жидкости, скорость закачки и др.

Вполне естественно, что повышение температуры теплоносителя, его объем и время обработки улучшают условия депарафинизации. Однако в определенных пределах увеличение этих параметров становятся экономически неоправданным.

Определение оптимального объема горячей нефти проведено по результатам расчета изменения температуры на глубине 100 м в зависимости от объема используемого теплоносителя. Результаты расчетов приведены на и выполнены при следующих исходных данных: начальная температура теплоносителя 110оС, скорость закачки для первой кривой 12м3/час., для второй кривой 8м3/час, что соответствует второй и первой скорости закачки АДПМ-12/150.

Из рисунка видно, что наибольшие изменения нарастания температуры происходят при объемах закачки до 30м3. начиная с объемов 40 м3,темпы повышения температуры становятся не существенными из-за стабилизации процесса тепло отдачи в окружающую среду.

С увеличение продолжительности процесса закачки (уменьшением скорости) снижается максимальная температура в зоне нагрева (кривая 2).

Технологический режим проведения тепловой депарафинизации скважин

1. Объем теплоносителя не должен превышать 35 - 40м3,

2. Оптимальным и достаточным следует считать объем 27м3.

3. Закачку теплоносителя осуществлять на максимальной скорости.

4. Температура теплоносителя - максимальная.

При проведении горячих обработок лифтов скважин в зависимости от объема (времени) закачки происходит недобор нефти. Ниже приводится расчет недобора нефти при горячих обработках.

Расчет недобора добычи нефти при проведении тепловой депарафинизации

Недобор нефти (Q) при проведении тепловых обработок эксплуатационных скважин определяется из уравнения:

Q=Q1+Q2+Q3 (2.1)

где: Q1 - недобор нефти за время проведения горячей обработки лифта

скважины из-за создаваемой репрессии на пласт, определяемого по формуле:

Q=q·фзак (2.2)

Q2 -недобор нефти во время откачки столба жидкости из-за затрубного пространства от устья скважины до динамического уровня, определяемого по формуле:

Q2=q·фотк (2.3)

где: фотк - время откачки нефти от устья скважины до

динамического уровня, час;

Q3 - недобор нефти за счет задавливания части жидкости из

скважины в пласт во время проведения горячей обработки, определяемый по формуле:

Q3=g · фотк (2.4)

где: g - приемистость скважины, т/час.

Приемистость скважины определяется из уравнения притока, приведенного к условиям создаваемой репрессии на пласт во время горячей обработки:

g = KП · ?Pреп = KП · (Рзаб.р - Рпл.) (2.5)

где: КП - коэффициент продуктивности, т/час·атм.;

Рзаб.р - забойное давление во время репрессии на пласт, атм.;

Рпл - пластовое давление, атм.;

?Pреп - репрессия на пласт во время проведения горячей обработки, атм.

Величина забойного давления во время проведения горячей обработки определяется из выражения:

Рзаб.р = 0,1Н·с+Рзак (2.6)

где Н - средняя глубина скважины, м;

с - плотность нефти, т/м3;

Рзак. - среднее давление закачки горячей нефти, атм.

Коэффициент продуктивности определяется из выражения:

КП =q / ?P = q / (Pпл - Pзаб) (2.7)

Подставляя в формулу (2.4) последовательно формылы (2.5), (2.6), (2.7), получаем:

Q3 = q ·(0.1Н·с+Рзак - Pпл)·фзак / Pпл - Pзаб (2.8)

Из выражения (2.1), используя формулы (2.2), (2.3), (2.8), получаем формулу для расчета недобора нефти:

Q = q · фзак +q · фотк + q ·(0.1Н·с+Рзак - Pпл)·фзак / Pпл - Pзаб

или Q = q · (фзак + фотк) + q ·(0.1Н·с+Рзак - Pпл)·фзак / Pпл - Pзаб (2.9)

Таблица 2.2 Расчет норм времени на обработку скважины горячей нефтью

Вид работ

Норма времени в мин.

Обоснование

1. Подготовительные работы перед промывкой скважин

Единые нормы времени на капитальный ремонт

1.1. Отсоединить гибкий шланг от первой автоцистерны

3

1.2. Отогнать первую цистерну и установить вторую

3

1.3. Подсоединить гибкий шланг ко второй цистерне

3

1.4. Отсоединить гибкий шланг от второй автоцистерны

3

Итого по п. 1: для V = 18 м3

12

V = 27 м3

21

V = 36 м3

30

2. Закачка горячей нефти в скважину

2.1. Норма времени на закачку нефти в скважину для V = 1 м3

5,6

V = 18 м3

100,8

V = 27 м3

151,2

V = 36 м3

201,6

3. Заключительные работы после обработки скважины горячей нефтью

3.1. Отсоединить и убрать заливочную линию (8 соединений)

13

3.2. Отсоединить и уложить гибкий шланг

3

3.3. Отогнать заливочные агрегаты за пределы рабочей зоны

4

Итого по п. 3.

20

Всего по п.п. 1-3 для V = 18 м3

2,21

V = 27 м3

3,20

V = 36 м3

4,19

Примечание: нормы времени на подготовительные работы, проводимые перед закачкой горячей нефти в скважину, во время которых скважина работает, не берется. Также норма времени не учитывает время проезда до скважины и обратно (скорость для технологического транспорта не более 40 км/час.)

3. Технология химического метода

3.1 Физико-химические свойства растворителя - растворителя РАСПО

Растворитель-удалитель РАСПО предназначен для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений с поверхности нефтепромыслового оборудования и призабойной зоны скважин.

Реагент РАСПО представляет собой композиционную смесь гексановой фракции, ароматического растворителя и поверхностно-активных веществ неиногенного типа.

Физико-химическая характеристика растворители-удалителя РАСПО должна соответствовать требованиям технических условий ТУ 2458-003-506390090-2003

Таблица 3.1 Физико-химическая характеристика реагента РАСПО.

Наименование нормируемых

Показателей

Требования технических условий

Методы испытаний

1 Внешний вид

Подвижная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета

По 5.3 ТУ

2 Плотность при 200С, кг/м3

Не нормируется

ГОСТ 3900

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены