Файл: Выпускной квалификационной работы Внедрение ингибитора асфальтосмолопарафиновых отложений нового состава на Сузунском месторождении.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 12.12.2023
Просмотров: 140
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
14
Таблица 1.5 – Водоносность
Интервалы залегания, м
Тип коллектора
Плотность, г/см3
Абсолютно- свободный дебит, м3/сут от до
1000 1050 поровый
1,01 3000 1050 1100 поровый
1,01 3000 1100 1200 поровый
1,01 3000
Таблица 1.6 – Нефтеносность/Газоносность
Интервалы залегания, м
Тип коллектора/ состояние
Плотность, г/см3
Абсолютно- свободный дебит, м3/сут
Газовый фактор, м3/т от до
1130 1550 поровый/газ
-
50-100
-
1890 1905 поровый/газ
-
-
2400 2460 поровый/газ
-
-
2600 2620 поровый/газ
-
-
2660 2665 поровый/ нефть
0,832 800 139,5 2665 2670 поровый/ нефть
0,832 139,5
15
2 Технологическая часть
2.1 Понятие АСПО. Механизм и условия формирования АСПО
АСПО – асфальтеносмолопарафиновые отложения (АСПО) в целом представляют собой тёмно-коричневую или чёрную твёрдую или густую мазеобразную массу высокой вязкости.
АСПО содержат парафины, смолы, асфальтены, масла, серу, металлы, а также минеральные вещества в виде растворов солей органических кислот, комплексных соединений или диспергированных минеральных веществ. В состав АСПО входит небольшое количество воды. Кроме того, отложения содержат механические примеси из привнесённого материала в виде глинистых частиц, кварцевых зёрен песчаника, железной окалины и т.д.
АСПО практически не растворяется повторно и не диспергируются в сырой нефти в условиях её добычи и транспортировки.
Асфальтены - в стандартных условиях порошкообразные вещества черного цвета с молекулярной массой от 1500 до 10000. Чем больше растворенных асфальтенов в пластовой нефти, тем больше вязкость нефти.
Растворяются в ароматических углеводородах, хлороформе и сероуглероде.
Смолы - жидкости или пластические вещества высокой плотности и вязкости с молекулярным весом от 450 до 1500. Плотность близка к единице.
Растворяются в предельных и ароматических углеводородах.
Церезины - смесь твердых алканов с числом атомов углерода в молекуле от С 35 до С 55. Растворяются в пентане, гексане, гептане и других углеводородах.
Парафины – смесь твердых углеводородов (твердые в обычных условиях) с числом атомов в молекуле от С16 до С35. Растворяются в насыщенных углеводородах - пентане, гексановой фракции, гептане.
АСПО начинают выделяться в нефти (кристаллизоваться) в стадии подъема на поверхность, главным образом при снижении температуры нефти ниже температуры ее насыщения парафином. Кроме того, при определенных
16 термобарических условиях асфальтены начинают откладываться в пласте и кальматируют призабойную зону скважины.
Необходимое условие образования АСПО является температура флюида у стенки скважины, которая должна быть ниже температуры насыщения нефти парафинами (T стен. < T нас. нефти парафином).
Достаточное условие образования АСПО: является отрицательный радиальный температурный градиент (∂T/∂r < 0).
К факторам, влияющим на отложение парафинов относятся:
- перепад температур;
- давление и газовый фактор;
- скорость течения;
- свойства поверхности;
- обводненность продукции;
-содержание в нефти смол и асфальтенов;
- компонентный состав нефти;
- плотность, вязкость нефти;
- время.
Среди факторов, влияющих на интенсивность выпадения АСПО можно выделить следующие:
- снижение давления в области забоя и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;
- интенсивное газовыделение;
- уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
- изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов;
- состав углеводородов в каждой смеси фаз;
- соотношение объемов фаз;
- состояние поверхности труб.
Практика добычи нефти на Сузунском месторождении показывает, что основными участками накопления АСПО являются скважинные насосы,
17 подъёмные колонны в скважинах, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно АСПО откладываются на внутренней поверхности подъёмных труб скважин. В выкидных линиях их образование усиливается в зимнее время, когда температура воздуха становится значительно ниже температуры газонефтяного потока.
Одним из перспективных и выгодных способов борьбы с запарафиниванием скважин и трубопроводов является химический метод, так как он имеет высокую эффективность, технология проведения работ несложна, эффект действия реагентов имеет пролонгированный характер.
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 фаз: нефть−поверхность металла трубы, нефть−дисперсная фаза.
2.2 Методы удаления асфальтосмолопарафиновых отложений
В практике добычи и транспортировки нефти широко применяются различные методы предотвращения образования АСПО, а также удаления образовавшихся отложений с поверхностей нефтяного оборудования и призабойной зоны пласта — механические, химико-механические, термические, физические, химические, физико-химические и их различные комбинации. При выборе метода предупреждения или профилактического удаления отложений АСП следует учитывать, что эффективность метода зависит от способа добычи, а также от состава и свойств добываемой продукции. Следует отметить и то, что при выборе способа обработки скважины необходимо учитывать такие основные параметры, как: интервал возможного парафинообразования и интенсивность отложений на стенках оборудования.
18
Классификация методов борьбы с АСПО представлена на рисунке 2.1
Рисунок 2.1-Методы борьбы с АСПО
2.2.1 Механические методы
Механические методы используют в основном для периодического удаления АСПО - компонентов с поверхностей нефтяного оборудования, лифтов, а также с внутренних поверхностей нефтепроводов, коллекторов и т.д. Для этого применяют скребки различных конструкций, эластичные шары, перемешивающие устройства.
В настоящее время на скважинах широко используется скребкование по технологии Группы Компаний
≪Каскад≫ с применением фрезерного скребка СФ-99, выполненного в виде установленных на валу режущих головок, которые приводятся во вращение движущимся газожидкостным потоком. На рисунке 2.2.1.1 представлена схема фрезерования.
19
Рисунок 2.1 - Схема метода фрезерования
Размеры и число режущих головок подбирают в зависимости от диаметра труб, типа, толщины и протяженности интервала отложений.
Размеры режущих головок приведены в таблице 2.1
Таблица 2.1 - Размеры режущих головок
Диаметр НКТ, мм
Диаметр фрезы, мм
Максимально возможный диаметр фрезы, мм
73 55 55 89 55-65 68 102 61-84 80 114 61-92 92
Технология депарафинизации скважин методом фрезерования имеет свои преимущества и недостатки:
Преимущество:
- надёжное удаление АСПО с внутренней полости НКТ, с применением фрезерующих элементов расположенных на ломе утяжелителе;
- наличие фрез различных диаметров позволяет провести удаление
АСПО при наличие проходного сечения в НКТ от 30мм.
20
Недостатки:
- при прохождение наклонных участков в колоне НКТ сила трения компоновки
Лом-Утяжилитель+Фреза будет увеличиваться пропорционально увеличению зенитного угла;
- двигаясь по НКТ в значительных зенитных углах при постоянном тесном контакте Фрезы с НКТ, высокая вероятность что Фреза не вращается тем самым усложняя прохождение данных участков, обозначая их как затяжки при спуске;
- выбор веса лома-утяжелителя должен проводиться с учётом дебита скважины, количеству газа и значений по зенитному углу.
В качестве предложения по совершенствованию использования метода рекомендуется так же провести испытание других «Скребкующих систем» при удалении АСПО с внутренней полости НКТ скважин, возможно применение систем с ударным механизмом для прохождения в сложных участках, а также при подъеме с затяжками.
2.2.2 Термические методы
Термические методы применяются как для удаления, так и для предотвращения образований АСПО. Предотвращение образований АСПО проводится путём поддержания температуры нефти выше температуры плавления парафина с помощью электронагревателей (греющий кабель, электроподогрев), горение термита в призабойной зоне пласта и т.д.
Но наиболее распространённым способом борьбы с АСПО является промывка скважин горячей нефтью. При использовании тепловых методов минимизировано участие человека, а управление посредством модема обеспечивает работу даже в самых отдаленных участках месторождения.
Станция управления сама подстраивается под изменяющуюся среду нефтеносной жидкости, может работать в паре с любым электрическим
21 оборудованием и на любых типах скважин. Данный способ имеет главный недостаток — большие тепловые потери.
2.2.2.1 Промывка скважин горячей нефтью
Данная промывка представляет собой закачку в затрубное пространство скважины подогретой нефти (до 110 ‘С в зависимости от способа эксплуатации скважины) агрегатом АДП. При этом горячая нефть нагревает НКТ, а восходящий поток выносит растворенные отложения.
Необходимо отметить, что данный метод эффективен на скважинах, оборудованных УШГН, и фонтанных скважинах. На скважинах, эксплуатируемых с помощью УЭЦН, вследствие ограничения давления (не больше 90 атм.) и температуры (80 градусов) закачки, удаление и вынос
АСПО практически не происходит.
Из-за высокой температуры плавления смол и асфальтенов при промывке имеют место высокие начальные и конечные давления прокачки.
Как показали исследования, вынос смол и асфальтенов на большинстве скважин начинается только после прокачки 30 м3. Для увеличения эффективности использования
АДП необходимо своевременно корректировать и соблюдать межочистной период скважин, а также планировать объем прокачки индивидуально для каждой скважины (рисунок
2.2).
Перспективным методом увеличения эффективности является комбинированное применение горячей промывки и ПАВ, обладающих отмывающими свойствами, или растворителей АСПО.
22
Рисунок 2.2 - Расположение нагревательного кабеля внутри (а) и снаружи насосно-компрессорной трубы (б): 1- обсадная колонна, 2 — насоснокомпрессорная труба, 3 - нагревательный кабель, 4 – бандаж
Расположение нагревательного кабеля внутри НКТ более эффективно, так как весь тепловой поток от кабеля передается нефти. При наружном расположении греющего кабеля значительная часть тепла рассеивается в окружающую среду. Однако первый вариант расположения применим лишь для фонтанирующих скважин и скважин с электронасосами, и не применим для скважин со штанговыми насосами.
Существуют различные конструкции кабелей, предназначенных для обогрева нефтяных скважин при расположении внутри НКТ, и обладающих различными эксплуатационными характеристиками. В статье сделан анализ эксплуатационных характеристик трех конструкций самонесущих нагревательных кабелей, которые опускаются в НКТ: кабель КГБнП (кабель грузонесущий, нагревательным элементом которого является проволочная броня, выполненная из стренг); кабель КГнМП (кабель грузонесущий нагревательный с медными жилами постоянно тока) и КГн 3x4 (кабель грузонесущий нагревательный переменного тока) (рисунок 2.3).
23
Рисунок 2.3 - Конструкции кабелей: а) КГБнП:1- токопроводящая жила, 2 — изоляция, 3 — нагревательный элемент из стальных стренг, 4 — оболочка; б) КГнМП:1- нагревательный элемент из медных проволок, 2 — изоляция, 3 — первый повив брони, 4 一 второй повив брони, 5 - оболочка,
6— разделяющие диэлектрические жгуты; в) КГн 3x4:1- нагревательный элемент из медных проволок, 2 — изоляция, 3 — первый повив брони, 4 — второй повив брони, 5 – оболочка.
2.2.3 Химические методы
Одним из перспективных и выгодных способов борьбы с запарафиниванием скважин и трубопроводов является химический метод, так как он имеет высокую эффективность, технология проведения работ несложна, эффект действия реагентов имеет пролонгированный характер.
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 фаз: нефть-поверхность металла трубы, нефть-дисперсная фаза.
В настоящее время ингибиторы АСПО условно разделяют на группы по предполагаемому механизму действия. В таблице 8 приведена