Ингибиторная защита отличается технологической эффективностью, во многом не зависящей от геолого-физических, гидродинамических и термодинамических условий добычи нефти (при подаче ингибитора до начала кристаллизации парафина).

Химические соединения и химреагенты, используемые в качестве ингибиторов парафиноотложений, по механизму действия можно разделить на группы:

адгезионного (смачивающего, гидрофилизирующего, покрывающего) действия;

модифицирующего (депрессорного) действия;

моющего (комплексного, многофазного детергентного действия).

Механизм действия ингибиторов адсорбционного действия заключается в гидрофилизации металлической поверхности нефтепромыслового оборудования (труб) полимерным высокомолекулярным полярным адсорбционным слоем. Этот слой является как бы смазкой для неполярной парафиносодержащей нефтяной фазы, обеспечивающей сокращение отложений на поверхности оборудования.

Ингибиторы модифицирующего действия изменяют кристаллическую структуру парафинов в момент возникновения твердой фазы. В результате образуются дендритные недоразвитые кристаллы парафина, структурно несоединенные друг с другом.

Действие ингибиторов моющего типа заключается в следующем:

ингибитор растворяется в нефти непосредственно или через контакт фаз вода--ингибитор--нефть;

алкановые блоки ПАВ внедряются в парафиноотложения в момент фазового перехода в твердое состояние и сокристаллизуются с ними;

гидрофильные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в воде, стенках оборудования;

гидрофобные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в нефти;

полярные анионные и катионные группы ПАВ воздействуют на зарождение, рост кристаллов и величину частиц дисперсии асфальтосмолопарафиновых отложений;

ингибиторы непрочно адсорбируются на металле и легко смываются потоком пластовой воды или нефти;

двигаясь с потоком продукции скважин, ингибиторы поддерживают парафиноотложения в мелкодисперсном состоянии, обеспечивая отмыв зародышей кристаллов со стенок нефтепромыслового оборудования.

Действие детергентов-удалителей парафиноотложений заключается в следующем. При температуре плавления асфальтосмолопарафиновых отложений (50 - 80 °С) ПАВ способствует отмыву, диспергированию, а также предотвращает повторное отложение парафина при охлаждении нефтяного потока.

В основе технологии применения ингибиторов адсорбционного действия лежит периодическая обработка нефтепромыслового оборудования водным раствором реагента с последующим осаждением его на трубах в течение определенного времени.

Технология имеет ряд недостатков: периодические остановки (простой скважин), смыв слоя со стенок водонефтяным потоком, ограничение эффективной защиты участком обработки, загрязнение оборудования реагентом.

Технология применения ингибиторов модифицирующего действия основана на понижении температуры застывания и улучшении реологических свойств нефти. Процесс осуществляется при условии непрерывной подачи реагента в нефть при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина.

Технология использования ингибиторов моющего действия предусматривает диспергирование и отмыв зародышей кристаллов, образующихся как в объеме, так и на стенках оборудования при условии непрерывной подачи реагента в нефть при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина.

В основе технологии применения детергентов-удалителей лежит диспергирующее, моющее, эмульгирующее, деэмульгирующее, пенообразующее действие реагента, водный раствор используют при температуре плавления асфальтосмолопарафиновых отложений, периодически обрабатывая нефтепромысловое оборудование.

Технология применения детергентов-растворителей основана на растворении и диспергировании парафиноотложений при температуре ниже температуры плавления парафиновых отложений. Детергенты-растворители используют для периодических обработок парафинизирующегося оборудования.

Химические способы удаления парафиновых отложений с поверхности нефтепромыслового оборудования находят в последнее время все более широкое применение. Для этих целей используются различного рода растворители -- отходы химической промышленности. Наиболее эффективными растворителями являются гексановая фракция, бутилбензоловая фракция, легкая пиролизная смола, их композиции и др. (таблица 2).

Таблица 2 - Растворители АСПО

Растворитель	Растворяющая способность, % мас.
Легкая смола пиролиза	78
Газовый бензин	82
Бензольная фракция	80
Кубовый остаток производства бутанолов	46
Нефрас - П - 150/330	64
Адсорбент А - 1	52

Растворители успешно применяются для депарафинизации выкидных линий, нефтесборных коллекторов. Для депарафинизации выкидных линий растворитель закачивают в объеме, необходимом для заполнения очищаемого интервала, выдерживают 3 - 4 ч, потом запускают скважину. В промысловой практике на 1 км выкидной линии расходуется около 5 м³ растворителя.

Выбор каждого из указанных способов зависит от характеристики отдельно взятой скважины, от необходимости очистки выкидной линии и т. д. С экономической точки зрения применять растворители нужно после 4 - 5 промывок горячей нефтью или водным раствором ПАВ. При этой технологии нижняя часть лифта промывается растворителем, верхняя -- за счет теплоносителя.

Для каждого месторождения в зависимости от физико-химических условий пластовых флюидов может применяться тот или иной способ депарафинизации. Однако изучение условий отложения и свойств парафина обязательно во всех случаях.

2.1.5 Методы борьбы с АСПО в трубопроводах системы промыслового сбора нефти

Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по предупреждению образования отложений и их удалению (рисунок 3).

Существует несколько наиболее известных и активно применяемых в нефтедобывающей промышленности методов борьбы с АСПО. Но многообразие условий разработки месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий.

Химические методы базируются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы.

Химические реагенты подразделяются на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы.

Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. К ним относятся полиакриламид (ПАА), ИП-1;2;3, кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных ПАВ.

Размещено на http://www.allbest.ru/

3

Рисунок 3 - Классификация методов борьбы с АСПО

Химические методы базируются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы.

Химические реагенты подразделяются на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы.

Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. К ним относятся полиакриламид (ПАА), ИП-1;2;3, кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных ПАВ.

Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения. Такими свойствами обладают атактический пропилен с молекулярной массой 2000-3000, - низкомолекулярный полиизобутилен с молекулярной массой 8000-12000, алифатические сополимеры, сополимеры этилена и сложного эфира с двойной связью, тройной сополимер этилена с винилацетатом и винилпиролидоном, полимер с молекулярной массой 2500-3000.

Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению. К известным депрессаторам относятся "Парафлоу АзНИИ", алкилфенол ИПХ-9, "Дорад-1А", ВЭО-504 ТюмИИ, "Азолят-7" .

Диспергаторы - химические реагенты, обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которая уносится потоком нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. К ним относятся соли металлов, соли высших синтетических жирных кислот, силикатно-сульфанольные растворы, сульфатированный щелочной лигнин. Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с:

- процессом разрушения устойчивых нефтяных эмульсий;

- защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии;

- защитой от солеотложений;

- процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока.

Разработан достаточно широкий ассортимент химических реагентов для борьбы с АСПО. В настоящее время применяются следующие марки реагентов:

- бутилбензольная фракция (бутиленбензол, изопропилбензол, полиалкилбензолы). Предложен к использованию СевКавНИПИнефть;

- толуольная фракция (толуол, изопентан, н-пентан, изопрен);

- СНПХ-7р-1 - смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения, а также ароматических углеводородов (ОАО "НИИнефтехим", г. Казань);

- СНПХ-7р-2 - углеводородная композиция, состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановой фракции (ОАО "НИИнефтехим", г. Казань);

- ХПП-003, 004, 007 (ЗАО "Когалымский завод химреагентов", г. Когалым);

- МЛ-72 - смесь синтетических ПАВ;

- реагенты типа СНПХ-7200, СНПХ-7400 - сложные смеси оксиалкилированных ПАВ и ароматических углеводородов (ОАО "НИИнефтехим", г. Казань);

- реагент ИКБ-4, оказывающий комплексное воздействие на АСПО и коррозию металла труб (ИНХП, г. Уфа);

- ИНПАР (Опытный завод "Нефтехим", г. Уфа);

- СЭВА-28 - сополимер этилена с винилацетатом (ВНИИНП и ВНИИТнефть, г. Москва).

Кроме перечисленных реагентов в нефтегазодобыче используют также Урал-04/88, ДМ-51; 513; 655; 650, ДВ-02; 03, СД-1; 2, О-1, В-1, ХТ-48, МЛ-80, Прогалит ГМ20/40 и НМ20/40.

Наряду с высокой стоимостью существенным недостатком химического метода является сложность подбора эффективного реагента, связанная с постоянным изменением условий эксплуатации в процессе разработки месторождения.

Методы, относимые к физическим, основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию.

Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб.

Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам. Использование в нефтедобыче магнитных устройств для предотвращения АСПО началось в пятидесятые годы прошлого века, но из-за малой эффективности широкого распространения не получило. Отсутствовали магниты, достаточно долго и стабильно работающие в условиях скважины. В последнее время интерес к использованию магнитного поля для воздействия на АСПО значительно возрос, что связано с появлением на рынке широкого ассортимента высокоэнергетических магнитов на основе редкоземельных материалов. В настоящее время около 30 различных организаций предлагает магнитные депарафинизаторы.

Установлено, что под воздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушение агрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся при концентрации 10-100 г/т в нефти и попутной воде. В каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому (в 100-1000 раз) увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов и солей и формированию на поверхности ферромагнитных частиц пузырьков газа микронных размеров. В результате разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в виде тонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров выпавших совместно со смолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина. Образование микропузырьков газа в центрах кристаллизации после магнитной обработки обеспечивает, по мнению некоторых исследователей, газлифтный эффект, ведущий к некоторому росту дебита скважин.

В нефтедобыче используют тепловые, химические и механические методы удаления АСПО. Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 50 0С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений, или необходимо вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины. В настоящее время используют технологии с применением:

- горячей нефти или воды в качестве теплоносителя;

- острого пара;

- электропечей наземного и скважинного исполнения;

- электродепарафинизаторов (индукционных подогревателей), осуществляющих подогрев нефти в скважине;

- реагентов, при взаимодействии которых протекают экзотермические реакции.

Технология применения теплоносителя предусматривает нагрев жидкости в специальных нагревателях (котельных установках передвижного типа) и подачу ее в скважину способом прямой или обратной промывки. Обратная промывка более предпочтительна, так как при этом исключено образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке.

Недостатками данных методов являются их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий.

Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных и распространенных интенсифицирующих методов в технологических процессах добычи, транспорта, хранения и переработки нефти. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения. Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляется эмпирически. Это связано с недостатком информации об их структуре и свойствах и малой изученностью механизма взаимодействия нефтяных дисперсных систем с растворителями.

Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся отложений АСПО на НКТ. Для этой цели разработана целая гамма скребков различной конструкции.

По конструкции и принципу действия скребки подразделяют на:

- 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;

- спиральные, возвратно-поступательного действия;

- "летающие", оснащенные ножами-крыльями, которые раскрываются при движении вверх, что обеспечивает им подъемную силу. Применяют, как правило, в искривленных скважинах.

Использование такого метода борьбы с АСПО значительно осложняется тем, что для его применения часто необходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхности труб (для некоторых видов скребков). Кроме того, возможно застревание скребков, обрыв их крепления и некоторые другие осложнения.

Как метод 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.

2.2 Анализ работы системы сбора нефти на Арланском месторождении

Промысловое обустройство требует большого объема капитальных вложений, значительная доля которых приходится на сооружение системы сбора и транспорта продукции скважин. Поэтому совершенствование и упрощение систем сбора и транспорта нефти и газа имеет первостепенное значение как для снижения капитальных затрат и эксплуатационных расходов, так и для сокращения сроков обустройства и, следовательно, для ускорения ввода в действие новых нефтяных месторождений.

Значительное сокращение потерь нефтяного газа, представляющего большую ценность как высококалорийное топливо и сырье для химической промышленности, является актуальным вопросом.

Отставание строительства объектов по сбору и утилизации попутного газа приводит к тому, что часть газа сжигается в факелах в период разведки и освоения месторождений.

Для транспорта нефти и газа тратится дорогостоящая энергия насосных и компрессорных станций, в то время как естественная энергия фонтанных скважин не используется.

Все это приводит к тому, что применяемые системы нефтегазосбора являются дорогими и металлоемкими, а промысловое хозяйство в целом характеризуется невысокими технико-экономическими показателями.

Организация крупных централизованных сборных пунктов значительно упрощает схемы нефтегазосбора отдельных промыслов и создает благоприятные условия для их объединения в более крупные административно-хозяйственные единицы. Разделение нефти и газа и соответствующая их обработка на крупных централизованных пунктах более выгодны, чем на разбросанных мелких объектах. Такая централизация позволяет снизить потери легких фракций нефти, улучшить подготовку нефти, осуществить более глубокую переработку газа и обеспечить максимальное извлечение сырья для химической промышленности.

Разработан ряд принципиально новых герметизированных систем нефтегазосбора, в основу которых положен прогрессивный метод совместного транспорта нефти и газа как в двухфазном, так и однофазном состояниях (транспорт газонасыщенной нефти) на большие расстояния, измеряемые десятками километров, под давлением, достигающим 70*10⁵ н/м² (Па). Это позволило значительно улучшить технико-экономические показатели нефтепромыслового хозяйства в целом

2.2.1 Работа системы сбора продукции скважин

Система сбора продукции скважин должна отвечать следующим основным требованиям:

обеспечения непрерывной добычи и сбора продукции;

максимальная герметизация систем сбора и подготовки продукции
скважин;

осуществление эффективного разрушения нефтяной эмульсии
реагентами-деэмульгаторами;

обеспечение антикоррозийной защиты трубопроводов;

исключение аварийной ситуации;

снижение материальных и энергетических затрат на перекачку
продукции скважин;

обеспечение предварительного сброса воды, очистки и утилизации
сточных вод;

глубокое разрушение эмульсии на составляющие фазы на ступенях
сепарации, обезвоживания и обессоливания нефти;

величина технологических потерь углеводородов должна быть ниже
нормативных по отрасли;

работа объектов при минимальном наборе технологического
оборудования;

система сбора и подготовки продукции скважин должна быть
оборудована высоконадежными приборами КИПиА.

Попутная деэмульсация добываемой продукции должна осуществляться по развитой схеме от скважины до УПН таким образом, чтобы все потоки были достаточно обработаны дэемульгаторами. Дозирование реагентов-дэемульгаторов в систему сбора следует осуществлять в соответствии с РД 39-1-1315-85 так, чтобы эмульсия нефти ступенчато могла готовиться к процессу эффективного обезвоживания. Существующая система сбора и подготовки продукции скважин на Арланском месторождении предусматривает сбор продукции скважин, подготовку нефти, предварительный сброс воды и транспортировку подготовленной нефти в цех ППН для до подготовки.

2.2.2 Принципиальная система сбора на Арланском месторождении

Сбор нефти, газа и воды на Арланском месторождении осуществляется по групповой герметизированной однотрубной напорной схеме. Газожидкостная смесь от скважин направляется на групповые замерные установки. Далее через трубные водоотделители (ТВО) на дожимные насосные станции (ДНС).

Продукция скважин Арланского месторождения нефти собирается в установки подготовки нефти: установка комплексной подготовки нефти (УКПН) «Шушнур», установка подготовки нефти (УПН) «Ташкиново» и УПН «Саузбашево». Газ, выделившийся из первой ступени сепарации, сжигается на факелах. Газ второй и третьей ступени сепарации на УКПН используется в качестве топлива или сжигается на факеле. Сточные воды подготавливаются на установке подготовки сточных вод (УПСВ) и через кустовые насосные станции (КНС) и блочные кустовые насосные станции (БКНС) закачивается в нагнетательные скважины.

Высоконапорная однотрубная система сбора предложена в Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6 ... 7 МПа) устьевых давлений.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

3. РАЗДЕЛ ОБЩЕГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

3.1 Проектирование трубопроводов системы сбора

Трубопроводы системы сбора и подготовки нефти и газа предназначены для транспортировки продукции скважин от их устья до нефтеперекачивающих станций товарно-транспортных организаций; для подачи сточных вод от УПВ до нагнетательных скважин.

Общая протяженность промысловых трубопроводов достигает сотен километров только по одному промыслу.

3.1.1 Классификация трубопроводов

По назначению:

- выкидные линии - транспортируют продукцию скважин от устья до ГЗУ;

- нефтегазосборные коллекторы - расположены от ГЗУ до ДНС;

- нефтесборные коллекторы - расположены от ДНС до центрального пункта сбора (ЦПС);

- газосборные коллекторы - транспортируют газ от пункта сепарации до компрессорной станции.

По величине напора:

- высоконапорные - выше 2,5 МПа;

- средненапорные - 1,6-2,5 МПа;

- низконапорные - до 1,6 МПа;

- безнапорные (самотечные).

Самотечным называется трубопровод, перемещение жидкости в котором происходит только за счет сил тяжести. Если при этом нефть и газ движутся раздельно, то такой нефтепровод называют свободно- самотечным, а при отсутствии газовой фазы - напорно-самотечным.

По типу укладки:

- подземные;

- наземные;

- подвесные;

- подводные.

По гидравлической схеме:

- простые, то есть не имеющие ответвлений;

- сложные, то есть имеющие ответвления или переменный по длине расход, или вставку другого диаметра, или параллельный участок, а также кольцевые.

По характеру заполнения сечения:

- трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью;

- трубопроводы с неполным заполнением сечения.

Полное заполнение сечения трубы жидкостью обычно бывает в напорных трубопроводах, а неполное может быть как в напорных, так и в безнапорных трубопроводах. С полным заполнением сечения жидкостью чаще бывают нефтепроводы, транспортирующие товарную нефть, то есть без газа, и реже - выкидные линии. Нефтесборные коллекторы обычно работают с неполным заполнением сечения трубы нефтью, так как верхняя часть сечения коллектора занята газом, выделившимся в процессе движения нефти.

3.1.2. Основные принципы проектирования трубопроводов

Проектирование трубопроводов на площади месторождения сводится к решению следующих основных задач:

- выбор трассы трубопроводов, исходя из расположения скважин на месторождении, их дебита и рельефа поверхности;

-выбор рациональных длин и диаметров трубопроводов, отвечающих минимальному расходу металла, минимуму затрат на строительство и эксплуатацию;

- гидравлический, тепловой и механический расчет трубопроводов.

3.2 Основные элементы системы сбора, транспорта и подготовки промысловой продукции

Технологическая модель современной системы сбора промысловой продукции, транспорта и подготовки нефти и воды состоит из девяти элементов.

Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.

Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды.

Элемент 3. ДНС--газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации.

Элемент 4. ДНС -- УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».

Элемент 5. ДНС -- установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества.

Элемент 6. УПСВ - КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.

Элемент 7. УКПН - установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к.одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая - для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка.

Элемент 8. Установка подготовки воды - КНС. Вся водная фаза ( как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.

Элемент 9. КНС - нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.

На основании обобщения передового опыта эксплуатации и научных исследований в отрасли разработаны унифицированные технологические схемы по сбору и подготовке нефти, газа и воды.

В основу этих схем положено совмещение в системе герметизированного нефтегазосбора процессов транспорта и подготовки продукции скважин для ее последующего разделения в специальном оборудовании при максимальном концентрировании основного оборудования по подготовке нефти, газа и воды на центральных нефтесборных пунктах (ЦНП). Это дает возможность автоматизировать промысловые объекты с наименьшими капитальными вложениями.

Существует несколько вариантов унифицированных технологических схем.

Например:

I ступень сепарации размещается на площадке ДНС, осуществляется предварительное обезвоживание нефти при давлении I ступени сепарации. Качество сбрасываемой пластовой воды должно удовлетворять требованиям к ее закачке в трещиновато-пористые коллекторы как наиболее распространенные.

На месторождении размещается сепарационная установка без сброса воды.

Нефть совместно с выделившимся из нее газом в нормальных условиях не может транспортироваться на большие расстояния, т.к. объем выделившегося газа в несколько десятков раз превышает объем жидкости и для совместного их транспорта необходимо было бы сооружать трубопроводы большого диаметра, что очень дорого. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор и транспорт нефти и нефтяного газа осуществляют только на экономически целесообразные расстояния (табл. 2), а затем нефть и выделившийся из нее газ транспортируют отдельно. Для этого предварительно разделяют нефтегазовый (нефтеводогазовый) поток на два - нефтяной (водонефтяной) и газовый.

Нефть, прошедшая установки подготовки, называется товарной.

Нефти различных месторождений отличаются по химическому составу и товарным свойствам. Из некоторых нефтей можно получить без дополнительной обработки высокооктановый бензин; другие, например, мангышлакская, содержат в большом количестве парафины, являющиеся ценным химическим сырьем.

Схема переработки нефти на заводе зависит от качества нефти. Например, при переработке сернистых нефтей в состав завода включаются установки по очистке продукции от серы, при переработке парафинистых нефтей - установки депарафинизации.

Но вводить раздельную перекачку нефтей в зависимости от их сортов нерационально, т.к. это усложнит нефтепромысловое хозяйство, увеличит размеры резервуарного парка, приведет к созданию сложной системы нефтепроводов.

Поэтому на практике нефти смешиваются в районах добычи и направляются на переработку в виде смеси.

По магистральному трубопроводу в пределах определенного региона перекачивается типовая нефть.

Смешиваются нефти после их исследования. Иначе может произойти обесценивание получаемой продукции. Например, если смешать сернистую и малосернистую нефти, то не удастся получить малосернистый кокс и т.д.

3.3 Характеристика используемого оборудования для удаления АСПО в трубопроводах

По конструкции и принципу действия скребки подразделяют на:

- 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;

- спиральные, возвратно-поступательного действия;

- "летающие", оснащенные ножами-крыльями, которые раскрываются при движении вверх, что обеспечивает им подъемную силу. Применяют, как правило, в искривленных скважинах.

Использование такого метода борьбы с АСПО значительно осложняется тем, что для его применения часто необходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхности труб (для некоторых видов скребков). Кроме того, возможно застревание скребков, обрыв их крепления и некоторые другие осложнения.

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.

Как метод 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.

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.иПри этом

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.

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.

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 - 7,6кг, 9,8 кг, 12

Коэффициент перекрытия очищаемой поверхности - 1,1

Достоинства изделия:

- прост и надежен в эксплуатации.

- использование скребка позволяет увеличить межремонтный период скважины.

Скребок колонный комбинированный (скрейпер) СКК 140;146

Специальный скребок для удаления АСПО с внутренних стенок обсадных труб условным диаметром 140 и 146 мм. На комбинированный скребок можно установить различные по назначению и количеству чистящие элементы: ножи и/или щетки. Для удаления парафиновых и смолистых отложений предусмотрены ножи с углом заточки 15°, а для твердых наслоений - 3°. Щетки используются в качестве предварительных разрыхлителей. Наиболее эффективная очистка труб от парафина достигается одновременной установкой на скребок щеток и ножей: щетки разрыхляют парафин, а ножи его срезают.

Скребок «Киргыч». 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.

Внедрение. Более 2000 операций.

3.4 Образование парафина в обводненных пластах Арланского месторождения

В нашей стране широкое распространение получила разработка нефтяных месторождений с применением заводнения пласта, этот метод так же применен на Вятской площади Арланского месторождения. Обычно не устанавливается каких-либо ограничений на содержание в нагнетаемой воде растворенного кислорода. В нагнетаемой речной и подрусловой воде содержится около 10 мг/л кислорода. За время разработки месторождения с поддержанием пластового давления в пласт закачивается огромное количество воды и соответственно очень много кислорода. Известно, что кислород является очень активным элементом и энергично взаимодействует с металлом водоводов, с некоторыми соединениями, растворенными в пластовой воде, с породами, слагающими пласты и с нефтью. Как показали многочисленные анализы добываемой из скважин попутной воды, кислород в ней отсутствует. Следовательно, кислород полностью расходуется из воды на пути ее от нагнетательных до эксплуатационных скважин.

Процессы взаимодействия кислорода, растворенного в воде с нефтью, изучены недостаточно хорошо. Известно, что кислород, прежде всего, взаимодействует с ароматическими и нафтеновыми углеводородами нефти и сернистыми соединениями, переводит их и смолистые вещества; кислород взаимодействует и со смолами, при этом последние подвергаются окислительной конденсации и превращаются в асфальтены. К сожалению, на данный момент, данный вопрос недостаточно полно изучен, нет точных данных и не приводится сведений об изменении плотности, вязкости нефти в результате ее взаимодействия с кислородом. Кроме того, опыты проводились при простом контакте нефти с воздухом.

В пластовых условиях окисление нефти будет происходить в процессе диффузии кислорода из воды в нефть. В условиях высокого пластового давления кислород будет находиться в нефти после диффузии из воды в растворенном состоянии. Поэтому, опыты проводились в промысловых лабораториях при нагнетания проектировали по внутреннему контуру нефтеносности, при этом отрезалась широкая водонефтяная зона залежи. При разрезании площади в центральной части верхней продуктивной пачки, выделялись три эксплуатационных участка, по форме и размерам аналогичные участкам нижней пачки. Ширина их 4 -5 км. Периферийные полосы верхней продуктивной пачки помимо внутриконтурного подвергались законтурному заводнению. Расположение линий нагнетания, по мнению авторов, несколько неудачное для эффективного воздействия на залежи нефти верхней продуктивной пачки, т. к. при этом менее продуктивные периферийные полосы подвергаются более эффективному воздействию.

Основной причиной низкой нефтеотдачи, как показали расчеты, является малый охват пластов заводнением.

Были также рассчитаны технологические показатели периодической закачки воды и воздуха в нагнетательные скважины. При этом расчеты показали, что количество попутно добываемой воды значительно уменьшается, а нефтеотдача возрастает. Так, через 25 лет с начала эксплуатации при периодической закачке воды и воздуха нефтеотдача достигает 47%, при обычном заводнении - только 39%.

Опыт разработки крупных нефтяных месторождений показывает, что извлечение нефти может быть осуществлено в приемлемые сроки и при достаточно высокой экономической эффективности процесса разработки лишь путем применения методов внутриконтурного заводнения с выделением отдельных эксплуатационных участков в обособленные объекты разработки. Выбор наиболее благоприятных линий внутриконтурного заводнения, а также отдельных эксплуатационных полей оптимальных размеров был произведен на основании комплексного геологического и технико-экономического анализа с последующим сравнением показателей различных вариантов осуществления процесса.

Было предложено разрезание месторождения. Линии внутриконтурного заводнения располагались таким образом, чтобы выделить отдельные поднятия, приуроченные к нижней продуктивной пачке, в объекты самостоятельной разработки. Нагнетательные скважины располагали в соответствии с этим принципом повсеместно, за исключением юго-восточной части площади, где линией нагнетания были объединены в один эксплуатационный объект два поднятия. Рассматриваемый вариант обеспечивал разработку нижней продуктивной пачки, в основном, путем законтурного заводнения. Предусматривалось частичное применение внутриконтурного заводнения через нагнетательные скважины, расположенные в прогибах между отдельными поднятиями, где отмечался глубокий заход контуров нефтеносности. На северо-западной части месторождения линию разработки. Во - вторых, внутриконтурные нагнетательные скважины располагали в зонах наиболее мощных пластов песчаников с тем, чтобы при нагнетании в пласт рабочего агента достигался наибольший охват пластов заводнением. В - третьих, внутриконтурные нагнетательные скважины размещали в прогибах между отдельными поднятиями для того, чтобы, с одной стороны, по возможности вскрыть законтурные зоны залежей VI пласта и обеспечить наиболее эффективное вытеснение нефти к забоям скважин, а с другой, чтобы при вскрытии разреза с повышенной толщиной песчаных пластов создать режим вытеснения, удовлетворяющий дополнительные требования, обусловленные техникой и технологией организации заводнения. Так, например, учитывая возможность раздельной закачки рабочего агента в несколько пластов через одну скважину, было предусмотрено совмещение нагнетательных скважин во внутриконтурных разрезающих рядах. При этом запроектированная система внутриконтурного заводнения должна разрабатывать нижнюю продуктивную пачку, в основном, путем законтурного заводнения, а верхнюю - в сочетании с внутриконтурным.

В целях достижения наиболее высокой нефтеотдачи залежей и эффективного вытеснения нефти особое внимание уделено выбору рабочего агента.

Опыт разработки нефтяных месторождений страны и ряда зарубежных стран, а также результаты лабораторных исследований показали низкую эффективность метода заводнения для условий, аналогичных Вятской площади Арланского месторождения. Известно, что не было случаев удачного заводнения при вязкости пластовой нефти, превышающей 40 мПа/с. На Арланском месторождении, содержащем, как уже отмечалось ранее, нефть повышенной вязкости, не следует ожидать высокой нефтеотдачи и эффективности разработки при применении обычных методов заводнения. Полученный вывод обоснован результатами теоретических расчетов, которые показали, что, в отличие от девонских месторождений, разработка залежей нефти нижнего карбона будет сопровождаться добычей большого количества попутной воды. Для достижения той же нефтеотдачи, которая ожидается по девонским месторождениям, здесь придется вырабатывать залежи при значительно больших водных факторах.

Прилипание кристаллов парафина к поверхностям насосно-компрессорных труб.

Как отложения, всякое накопление твердой фазы на границе раздела твердое тело - жидкость, в том числе и образование парафиновых отложений, в принципе может происходить путем:

- выкристаллизовыванием твердой фазы из насыщенного раствора;

- возникновения газовых пузырьков и поведением их при подъеме жидкости;

Известно, что газовый пузырек в жидкости появляется скачком, достигая почти мгновенно своих конечных размеров. Такое выделение и расширение газа идет с поглощением тепла.

Возникновение газовой фазы в потоке значительно повышает интенсивность отложения парафина на внутренней поверхности труб. Объясняется это тем, что к процессу отложения парафина, рассмотренному выше, дополняется новый процесс, обусловленный возникновением газовых пузырьков на стенках труб и отрывом их от поверхности. С возникновением в нефти газовых пузырьков и твердых частиц в виде кристаллического парафина начинается процесс, который в какой-то мере можно сравнить с «пенной флотацией» руд и минералов.

Механизм образования парафиновых отложений в начальной стадии развития трехфазного потока в скважине аналогичен образованию накипи в паровых котлах и других установках, в которых происходит кипение воды, содержащей растворенные соли. Только в котлах переход жидкости в газовую фазу идет под действием интенсивного нагрева раствора, а в скважине выделение газа обусловлено падением внешнего давления.

Но в обоих случаях при отрыве пузырька часть твердых частиц, имевшихся на границе раздела фаз, остается на твердой поверхности.

Механизм отложения парафина при отрыве газовых пузырьков, заключается в следующем:

При отрыве пузырька, давление под ним становится несколько меньшим давления в объемной фазе, а давление в пространстве между пузырьком и стенкой трубы резко уменьшается. При этом снижается температура, так как процесс отрыва сопровождается ростом поверхностной энергии.

Вследствие большой скорости отрыва и уменьшения поверхности пузырька в этот момент часть кристаллов парафина под действием встречного тока жидкости, возникшего в момент отрыва, сносится с поверхности пузырька и при соприкосновении со стенкой прилипает к ней непосредственно на стенки труб. В этом случае снижение температуры нефти происходит, естественно, только за счет теплоотдачи в грунт.

Отсутствие в объеме жидкости так называемых центров кристаллизации приводит, возможно, к определенному перенасыщению нефти парафином.

Соприкосновение насыщенной парафином нефти со стенкой трубы, имеющей пониженную температуру и шероховатую поверхность, обусловливает возникновение на ней отдельных кристаллов парафина, которые, продолжая расти и питаясь из маточного раствора, образуют сравнительно прочную корку парафиновых отложений на внутренней поверхности НКТ.

Следует отметить, что интенсивность отложения парафина при этих термодинамических условиях будет сильно зависеть от скорости потока. При ламинарном характере потока интенсивность отложения парафина небольшая, так как объем нефти, контактирующий с поверхностью трубы, невелик. Поэтому лишь небольшой процент выпавшего парафина принимает участие в создании твердых отложений.

С повышением скорости потока и нарушением ламинарного характера течения жидкости (особенно при наличии больших зазоров в местах муфтовых соединений) объем нефти, контактирующий с поверхностью трубы, увеличивается и повышается интенсивность отложения парафина.

При дальнейшем увеличении скорости интенсивность отложения парафина вновь начинает снижаться. Это объясняется тем, что при высоких скоростях отложившийся на стенках труб парафин срывается потоком нефти.

Такие явления очень часто наблюдаются в промысловой практике. Кроме того, эти данные подтверждаются результатами исследований.

По мере дальнейшего снижения давления и достижения определенной степени перенасыщения, при которой имевшиеся инородные частички способны служить центрами выделения или при которой достигается возможность самопроизвольного возникновения зародышей новой фазы, из нефти начинает выделяться газ в виде мелких пузырьков.

По мере подъема жидкости изменяется и фазовое состояние потока. При определенных термодинамических условиях возможно возникновение следующих состояний двухфазного потока. Для удобства введем следующие обозначения: Р_Н - давление насыщения нефти газом; Т_Н - температура насыщения нефти парафином.

- жидкость + газ в случае Р < Р_Н, а Т > Т_Н.

- жидкость + твердая фаза (парафин) при Р > Р_Н, а Т < Т_Н.

- жидкость + твердая фаза при Р = 0, а Т < Т_Н.

Первое состояние двухфазного потока наблюдается в скважинах, эксплуатирующихся с забойными давлениями, близкими к давлению насыщения или ниже давления насыщения. Второе состояние имеет место в скважинах с малой производительностью и высоким забойным давлением, а также в скважинах, эксплуатирующихся центробежными погружными электронасосами.

Третье состояние двухфазного потока характерно для движения дегазированной нефти по нефтепроводам.

Трехфазный поток представляет собой систему жидкость + газ + твердая фаза (парафин). Существование трехфазного потока возможно при условии, когда Р < Р_Н и Т < Т_Н. Трехфазное состояние потока наблюдается почти во всех скважинах нефтяных месторождений восточных районов.

Следует отметить, что при трехфазном потоке, а также двухфазном потоке (жидкость + газ) возможны случаи фазового состояния потока, когда газ является дисперсной фазой, а жидкость дисперсионной средой, и, наоборот, когда жидкость является дисперсной фазой, а газ дисперсионной средой.

Вполне естественно, что отложение парафина на внутренней поверхности труб возможно только при появлении в потоке твердой фазы. Поэтому однофазный и двухфазный (жидкость + газ) потоки в дальнейшем рассматриваться не будут.

Во всех других случаях имеется реальная возможность отложения парафина, однако, интенсивность отложения парафина в каждом конкретном случае различна.

Рассмотрим условия и механизм образования парафиновых отложений для каждого конкретного случая.

При термодинамических условиях, когда Р > Р_Н, а Т < Т_Н, основной причиной отложения парафина является выкристаллизовывание парафина из нефти

Снижение давления, с одной стороны, увеличивает растворимость парафина, с другой - способствует выделению легких фракций, то есть, наоборот, ухудшает растворяющую способность нефти.

В последние годы появился ряд экспериментальных и теоретических работ, в которых процесс отложения парафина исследуется в комплексе с термодинамическими процессами, происходящими в скважинах при подъеме нефти на дневную поверхность.