ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.01.2024
Просмотров: 213
Скачиваний: 6
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
0С происходит полное выпадение парафина из нефти.
Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.
Физические свойства парафина следующие: плотность от 880 до 915 кг/м3, температура плавления в пределах 42 – 5500С. Парафин, выделяющийся из нефти, загрязнен тяжелыми углеводородами и смолами, изменяющими цвет от желтого до черного. Не все нефти, содержащие парафин, вызывают затруднения при добыче. Все зависит от температуры, давления и состояния нефти в пласте. В пластовых условиях парафины растворены в нефти.
При отборе нефти понижаются давление и температура, а также уменьшается количество легких углеводородов, так что оставшаяся нефть не может удерживать в растворе первоначальное количество твердых углеводородов. Парафины выпадают из растворов в виде мельчайших твердых кристаллов. Они могут оставаться в нефти во взвешенном состоянии и выносится с ее потоком на поверхность. Однако при некоторых условиях эти кристаллы могут осаждаться на стенках каналов в призабойной зоне, в эксплуатационной колонне, в подъемных трубах, выкидных трубопроводов, емкостях и хранилищах для нефти.
Выпадению парафина способствует понижение температуры вследствие расширения газа при снижении давления во время движения по стволу скважины. Чем больше газовый фактор, тем больше эффект охлаждения. Отложению парафина на стенках труб способствуют еще и следующие факторы: малые скорости движения нефти, шероховатость стенок труб, периодичность их смачивания. Выпадение парафина происходит от потери легких фракций во время работы скважины. После отложения первого слоя дальнейшее отложение происходит интенсивнее. В присутствии воды в нефти парафин выпадает более интенсивно.
Таблица 4- Типы АСПО
Основными факторами, влияющими на образование АСПО, являются:
∙снижение давления на забое 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 фазе смеси
∙соотношение объема фаз
∙состояние поверхности труб
2.1.4 Методы борьбы с АСПО в условиях Вятской площади Арланского месторождения
Рисунок 2 – Схема методов борьбы с АСПО
На Арланском нефтяном месторождения в целях предупреждения образования АСПО достигается при помощи нанесения защитных покрытий на
поверхности промыслового оборудования из гидрофильных материалов (стекло, бакелитового лака и т.п.), а также при помощи введения в поток нефти специальных ингибиторов (присадок и диспергаторов).Удаление АСПО на Арланском месторождении осуществляется при помощи чистки поверхностей оборудования при помощи использования механических скребков, химической и тепловой обработки скважинной продукции.
Использование ингибиторов на Арланском месторождении для предупреждения образования АСПО часто применяется совместно с предупреждением образования водонефтяных эмульсий, а также защитой оборудования от отложения солей и образования коррозии. Для предупреждения выпадения парафина используются специальные присадки и ингибиторы-диспергаторы. К присадкам относятся вещества, которые могут воздействовать нефть в течении продолжительного времени, а также используются в небольших количествах. Самыми распространенными присадками являются сополимер этилена с винилацетатом и полиакриламид. Сополимер этилена представляет собой бесцветный газ, а винилацетат - сложный эфир уксусной кислоты и винилового спирта. Он способен воздействовать на парафиновые отложения, рекомендуемая концентрация нефти может достигать 0,2%. Степень ингибирования такой присадки составляет 80 %, при этом степень уменьшения температуры застывания нефти 25-30 градусов Цельсия.
Еще одним способом защиты оборудования от АСПО на Арланском месторождении является использование реагента СНПХ-7941 и углеводородного растворителя СНПХ - 7870. Использование ингибитора СНПХ-7941 становится причиной увеличения межочистного периода работы скважин добычи, а также снижения потерь нефти при добыче и эксплуатационных затрат.
2.1.5 Тепловые методы удаления АСПО
В нефтяной промышленности используют тепловые методы удаления
АСПО. Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 50°С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется либо специальный источник тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений, либо теплоагент. В настоящее время часто используют технологии с применением:
1-направляющий ролик; 2-лубрикатор; 3-плунжер; 4-парафин; 5-лебедка с канатом.
Рисунок 3-Схема тепловой обработки скважин
2.2 Расчеты технологических процессов
2.2.1 Расчет закачки теплоносителя
Таблица 4- Исходные данные:
Продолжение таблицы 4
1.2 Удельный расход сухого пара
, кг/чм [7, стр.123] (1)
, кг/чм
1.3 Число парогенераторов
шт. [7, стр.123] (2)
шт
1.4 Плотность влажного насыщенного пара
кг/м3 [7, стр.123] (3)
кг/м3
[7, стр.123] (4)
1.6 Продолжительность нагнетания пара п в скважину находим из номограммы по рассчитанным q`п, , r
п = 4,3 сут.
1.7 Продолжительность выдержки (конденсации пара)
, ч [7, стр.123] (5)
, ч
и 
.
к=1,85
qср=kq0, м3/сут. [7, стр.123] (6)
qср=1,852=3,7 м3/сут
сут; [7, стр.123] (7)
сут;
; [7, стр.123] (8)
;
cут; [7, стр.123] (9)
cут;
Итак, получаем среднее значение
сут. [7, стр.123] (10)
сут
м3; [7, стр.123] (11)
м3.
В результате циклической пара обработки призабойной зоны пласта дебит скважины увеличился с 2 м3/сут до 3,7 м3/сут. При этом продолжительность работы скважины с повышенным дебитом скважины составит 309,625 сут. Что приводит к получению дополнительных 263,19 м3 жидкости.
1 – обсадная колонна; 2 – нагнетательная колонна; 3 – устьевой сальник; 4 – лубрикатор; 5 – разгрузочная стойка; 6 – паровая передвижная установка (ППУ); 7 – центрирующая шайба; 8 – сальниковая муфта; 9 – термостойкий пакер.
Рисунок 3 - Схема оборудования скважины для нагнетания пара
2.2.2 Расчет закачки химического реагента
В НГДУ «Арланнефть» нашёл широкое применение для предупреждения отложения АСПО, особенно на скважинах оборудованных ШГН, ингибитор СОНПАР - 5403.
Исходные данные для расчета:
I, II - эксплуатационные горизонты;
D = 168 мм - диаметр эксплуатационной колонны;
Н
Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.
Физические свойства парафина следующие: плотность от 880 до 915 кг/м3, температура плавления в пределах 42 – 5500С. Парафин, выделяющийся из нефти, загрязнен тяжелыми углеводородами и смолами, изменяющими цвет от желтого до черного. Не все нефти, содержащие парафин, вызывают затруднения при добыче. Все зависит от температуры, давления и состояния нефти в пласте. В пластовых условиях парафины растворены в нефти.
При отборе нефти понижаются давление и температура, а также уменьшается количество легких углеводородов, так что оставшаяся нефть не может удерживать в растворе первоначальное количество твердых углеводородов. Парафины выпадают из растворов в виде мельчайших твердых кристаллов. Они могут оставаться в нефти во взвешенном состоянии и выносится с ее потоком на поверхность. Однако при некоторых условиях эти кристаллы могут осаждаться на стенках каналов в призабойной зоне, в эксплуатационной колонне, в подъемных трубах, выкидных трубопроводов, емкостях и хранилищах для нефти.
Выпадению парафина способствует понижение температуры вследствие расширения газа при снижении давления во время движения по стволу скважины. Чем больше газовый фактор, тем больше эффект охлаждения. Отложению парафина на стенках труб способствуют еще и следующие факторы: малые скорости движения нефти, шероховатость стенок труб, периодичность их смачивания. Выпадение парафина происходит от потери легких фракций во время работы скважины. После отложения первого слоя дальнейшее отложение происходит интенсивнее. В присутствии воды в нефти парафин выпадает более интенсивно.
Таблица 4- Типы АСПО
| Тип АСПО | Подтип АСПО (вид) | Отношение содержания парафинов (П) к сумме смол (С) и асфальтенов (А) П / (С+А) | Содержание механических примесей, % |
| Асфальтеновый (А) | А1 А2 А3 | < 0.9 < 0.9 < 0.9 | < 0.2 0.2-0.5 > 0.5 |
| Смешанный (С) | С1 С2 С3 | 0.9 – 1.1 0.9 – 1.1 0.9 – 1.1 | < 0.2 0.2 – 0.5 > 0.5 |
| Парафиновый (П) | П1 П2 П3 | > 1.1 > 1.1 > 1.1 | < 0.2 0.2 – 0.5 > 0.5 |
Основными факторами, влияющими на образование АСПО, являются:
∙снижение давления на забое 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 фазе смеси
∙соотношение объема фаз
∙состояние поверхности труб
2.1.4 Методы борьбы с АСПО в условиях Вятской площади Арланского месторождения
Рисунок 2 – Схема методов борьбы с АСПО
На Арланском нефтяном месторождения в целях предупреждения образования АСПО достигается при помощи нанесения защитных покрытий на
поверхности промыслового оборудования из гидрофильных материалов (стекло, бакелитового лака и т.п.), а также при помощи введения в поток нефти специальных ингибиторов (присадок и диспергаторов).Удаление АСПО на Арланском месторождении осуществляется при помощи чистки поверхностей оборудования при помощи использования механических скребков, химической и тепловой обработки скважинной продукции.
Использование ингибиторов на Арланском месторождении для предупреждения образования АСПО часто применяется совместно с предупреждением образования водонефтяных эмульсий, а также защитой оборудования от отложения солей и образования коррозии. Для предупреждения выпадения парафина используются специальные присадки и ингибиторы-диспергаторы. К присадкам относятся вещества, которые могут воздействовать нефть в течении продолжительного времени, а также используются в небольших количествах. Самыми распространенными присадками являются сополимер этилена с винилацетатом и полиакриламид. Сополимер этилена представляет собой бесцветный газ, а винилацетат - сложный эфир уксусной кислоты и винилового спирта. Он способен воздействовать на парафиновые отложения, рекомендуемая концентрация нефти может достигать 0,2%. Степень ингибирования такой присадки составляет 80 %, при этом степень уменьшения температуры застывания нефти 25-30 градусов Цельсия.
Еще одним способом защиты оборудования от АСПО на Арланском месторождении является использование реагента СНПХ-7941 и углеводородного растворителя СНПХ - 7870. Использование ингибитора СНПХ-7941 становится причиной увеличения межочистного периода работы скважин добычи, а также снижения потерь нефти при добыче и эксплуатационных затрат.
2.1.5 Тепловые методы удаления АСПО
В нефтяной промышленности используют тепловые методы удаления
АСПО. Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 50°С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется либо специальный источник тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений, либо теплоагент. В настоящее время часто используют технологии с применением:
-
горячей нефти или воды в качестве теплоносителя; -
острого пара; -
электропечей; -
электроденарафинизаторов (индукционных подогревателей), осуществляющих подогрев нефти; -
реагентов, при взаимодействии которых протекают экзотермические реакции
1-направляющий ролик; 2-лубрикатор; 3-плунжер; 4-парафин; 5-лебедка с канатом.
Рисунок 3-Схема тепловой обработки скважин
2.2 Расчеты технологических процессов
2.2.1 Расчет закачки теплоносителя
Таблица 4- Исходные данные:
Наименование | Обозначение | Значение |
1 | 2 | 3 |
Радиус прогретой зоны, м | r | 7.9 |
| Радиус скважины, м | rc | 0,075 |
| Радиус контура питания, м | rе | 85 |
| Пластовая температура, С | tпл | 34 |
| Пластовое давление, МПа | пл | 7,3 |
| Толщина пласта, м | h | 5 |
| Пористость пласта, дол.ед. | m | 0,3 |
| Производительность установки по пару, кг/ч | qп | 2400 |
| Дебит жидкости до обработки, м3/сут | q0 | 2 |
| Производительность парогенератора, кг/ч | qпг | 1200 |
| Плотность пара, кг/м3 | сп | 37,58 |
| Температура конденсации вод. пара при начальном пластовом давлении, С | tк | 288,8 |
| Теплота парообразования, кДж/кг | r | 1504 |
| Допустимая температура при которой эксплуатация может проводится на повышенном дебите, С | tн | 60 |
| Плотность водяного конденсата на забое, кг/м3 | B | 1000 |
| Плотность скелета пласта, кг/м3 | ск | 2500 |
| Остаточная водонасыщенность в паровой зоне, дол.ед | SB | 0,52 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 |
| Коэффициент теплопроводности коллектора –песчаника, Вт/мС | | 2,2 |
| Коэффициент теплопроводности окружающих пород, Вт/мС | 0 | 10 |
| Объемная теплоемкость скелета пласта, кДж/м3 С | с`ск | 1970 |
| Объемная теплоемкость насыщенного пласта кДж/м3 С | с`п | 2500 |
| Объемная теплоемкость окружающих пород кДж/м3 С | с`0 | 1900 |
| Объемная теплоемкость водяного конденсата кДж/м3 С | с`в | 4190 |
| Степень сухости пара, дол.ед | X | 0,626 |
| Объемная теплоемкость пластовой жидкости кДж/м3 С | с`ж | 3360 |
1.2 Удельный расход сухого пара
, кг/чм [7, стр.123] (1) , кг/чм1.3 Число парогенераторов
шт. [7, стр.123] (2) шт1.4 Плотность влажного насыщенного пара
кг/м3 [7, стр.123] (3) кг/м3-
Коэффициент, характеризующий удельную энтальпию пласта
[7, стр.123] (4)
1.6 Продолжительность нагнетания пара п в скважину находим из номограммы по рассчитанным q`п, , r
п = 4,3 сут.
1.7 Продолжительность выдержки (конденсации пара)
, ч [7, стр.123] (5) , ч-
Коэффициент k=
находим по графику, по числовым значениям
и .к=1,85
-
Средний дебит жидкости после паротепловой обработки
qср=kq0, м3/сут. [7, стр.123] (6)
qср=1,852=3,7 м3/сут
-
Продолжительность работы скважины на повышенном дебите, полученном в результате обработки скважины
сут; [7, стр.123] (7) сут; ; [7, стр.123] (8) ; cут; [7, стр.123] (9) cут;Итак, получаем среднее значение
сут. [7, стр.123] (10) сут-
Эффективность паротепловой обработки
м3; [7, стр.123] (11) м3.В результате циклической пара обработки призабойной зоны пласта дебит скважины увеличился с 2 м3/сут до 3,7 м3/сут. При этом продолжительность работы скважины с повышенным дебитом скважины составит 309,625 сут. Что приводит к получению дополнительных 263,19 м3 жидкости.
1 – обсадная колонна; 2 – нагнетательная колонна; 3 – устьевой сальник; 4 – лубрикатор; 5 – разгрузочная стойка; 6 – паровая передвижная установка (ППУ); 7 – центрирующая шайба; 8 – сальниковая муфта; 9 – термостойкий пакер.
Рисунок 3 - Схема оборудования скважины для нагнетания пара
2.2.2 Расчет закачки химического реагента
В НГДУ «Арланнефть» нашёл широкое применение для предупреждения отложения АСПО, особенно на скважинах оборудованных ШГН, ингибитор СОНПАР - 5403.
Исходные данные для расчета:
I, II - эксплуатационные горизонты;
D = 168 мм - диаметр эксплуатационной колонны;
Н