Автор работы: Пользователь скрыл имя, 30 Января 2015 в 12:24, контрольная работа
1. Отложения асфальтенов, смол и парафинов в скважинах и наземных коммуникациях. Методы удаления АСПО.
В результате осмотров, проведенных через 0,5–2,5 и 3,5 месяца после установки манифольдов, было обнаружено, что на покрытой лакокрасочным материалом поверхности манифольда отложений парафина практически не имеется. Исключение составляют манифолъды, установленные на скв. 716 и 830. Сложная конфигурация манифольда скв. 716 не позволила нанести доброкачественное покрытие, что в дальнейшем, по-видимому, явилось причиной отложения в нем парафина. [4]
На месторождениях п-ова Мангышлак
получили широкое распространение методы
снижения и предотвращения асфальто-смоло-
Длительное (более 4–5-лет) применение указанных методов позволило сделать сравнительный анализ их эффективности и выявить дальнейшие перспективы использования.
Оценивая защитные свойства БЭП, следует обратить внимание на некоторые его отличительные особенности. Органические покрытия, в том числе БЭП, отличаются гладкой блестящей поверхностью. На такой поверхности резко сокращается интенсивность отложений АСПО. Способ получения БЭП на НКТ технологически более прост в отличие от стеклоэмалевого покрытия и для формирования покрытия не требуется высокой температуры. Однако у БЭП имеются и серьезные недостатки. При длительности воздействия (3–4 мес) на покрытие коррозионной среды в результате диффузии агрессивная среда проникает через него к поверхности металла и начинает его разрушать. Процесс диффузии сопровождается физической сорбцией (набухание БЭП) и хемосорбцией (химическая реакция между БЭП и средой). В результате коррозии изменяются физико-механические свойства БЭП. Набухание приводит к их размягчению, потере прочности и постепенному разрушению, а химические реакции – к деструкции (распаду полимерных молекул и выделению образующихся при этом продуктов). При этом уменьшается пластичность БЭП и происходит его растрескивание и механическое разрушение. При эксплуатации НКТ с растрескавшимся БЭП на поврежденном покрытии начинают откладываться АСПО.
Для очистки АСПО на промыслах применяют обработку лифтовых труб горячей водой. Известно, что почти у всех полимерных материалов, в том числе и БЭП, уже при температуре 600С резко снижается механическая прочность. Вследствие этого при профилактической обработке, а также из-за малой адгезии БЭП к металлу бакелито-эпоксидное покрытие скалывается с поверхности труб небольшими участками. Эксплуатация таких НКТ в дальнейшем не отличается от эксплуатации труб без защитных покрытий, и на них откладываются АСПО. Стеклоэмалевое покрытие в отличие от БЭП обладает благоприятным сочетанием целого ряда свойств. Это и высокая прочность самого покрытия и прочность сцепления с металлом, покрытие стойко в агрессивных средах при высоких температурах и давлениях, обладает высокой твердостью и износостойкостью, срок службы стеклоэмалевого покрытия десятки лет. Преимущества стеклеэмалевого покрытия НКТ по сравнению с бакелито-эдокоидным выявлены при их эксплуатации. Статистическая обработка технологических параметров работы скважин позволила установить значительные преимущества использования стеклоэмали.
Необходимо отметить, что нестабильность свойств БЭП с течением времени из-за его деструкции является основной причиной сокращения возможности его применения в дальнейшем, так как восстановление покрытия после 3–4 мес его эксплуатации едва ли возможно в промысловых условиях.
На первый взгляд преимущества ингибиторов парафиноотложений неоспоримы. Их можно использовать при существующей технологии добычи, и сбора нефти, они не требуют больших капитальных вложений.
Однако эффективность внедрения ингибиторов определяется рядом существенных обстоятельств. Она зависит, во-первых, от наличия в достаточном количестве эффективно действующих технологичных реагентов.
Bo-вторых, из-за отсутствия надежных методов контроля действия ингибитора и его наличия в скважине, что не позволяет объективно выявить эффективность его воздействия. В-третьих, применение ингибиторов связано с созданием техники для их ввода в скважины – дозировочных установок и устройств, приборов контроля за скоростью отложений АСПО, что, конечно, приводит к значительным первоначальным затратам. И последнее, самое важное – влияние ингибиторов связано с их постоянным вводом в скважину, что требует непрерывных затрат.
В отличие от ингибиторов эмалированные трубы – капиталоемкий способ защиты. Окупаемость капитальных вложений – 2,5 года. Доминирующая часть экономии обеспечивается за счет увеличения дебитов скважин, обусловленных резким снижением АСПО в НКТ и улучшением гидродинамических характеристик трубопроводов. По мере расширения масштабов внедрения эмалированных НКТ удельные затраты на их производство уменьшаются, что приводит к повышению экономического эффекта. [6]
Методы теплового воздействия для очистки труб от парафина получили широкое применение. Тепловое воздействие осуществляется в виде прокачки горячей жидкости (нефти), нагнетания в скважину пара и электродепарафинизации, т.е. применения электрических печей.
а) При депарафинизации прокачкой нефти в скважину в качестве теплоносителя закачивают подогретую нефть. Имеется специальный агрегат АДП для нагрева и нагнетания нефти или других рабочих агентов. Прокачивать горячую нефть можно по кольцевой системе, т.е. в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, и по центральной системе, т.е. непосредственно в подъёмные трубы.
Преимущество кольцевой системы состоит в том, что депарафинизацию можно производить без остановки работы скважины; для этого в затрубное пространство подаётся такое количество подогретой нефти, которое не нарушало бы фонтанирования скважины.
При центральной системе, т.е. при закачке горячей нефти в подъёмные трубы, более эффективно используется тепло закачиваемой в скважину подогретой нефти, которое затрачивается непосредственно на расплавление отложившегося на трубах парафина. При этой системе достаточно, чтобы температура подогретой нефти на устье скважины была 50 –70 0С. Однако недостатком этого способа является необходимость остановки скважины при его применении.
Агрегат АДПМ-12/150У1
Агрегат АДП предназначен для депарафинизации скважин горячей нефтью и представлен на рис. 3.4. Агрегат, смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-255Б1А, включает в себя нагреватель нефти, нагревательный насос, системы топливо- и воздухоподачи к нагревателю, систему автоматики и КИП, технологические и вспомогательные трубопроводы.
Привод механизмов агрегата – от двигателя автомобиля через трансмиссию. Управление работой агрегата – из кабины водителя автомобиля, где размещены основные контрольно-измерительные приборы и элементы управления.
Нефть под давлением поступает в нагреватель нефти, в котором она нагревается до необходимой температуры. Горячая нефть, подвозимая в автоцистернах, засасывается насосом агрегата и прокачивается в скважину, где расплавляет и растворяет отложения парафина и выносит их в промысловую систему сбора нефти.
б) Депарафинизация подъёмных труб нагнетанием пара также получила промышленное применение. В качестве генератора пара пользуются паровой передвижной установкой ППУ, состоящей из прямоточного котла рабочим давлением 50 атм (максимально 75 атм), производительностью 1000 кг пара в час с необходимым вспомогательным оборудованием, установленным на автомашине или на санях.
Депарафинизация этим способом осуществляется следующим образом. Получаемый от паровой установки пар подаётся в затрубное пространство скважины и выходит через подъёмные трубы, обогревая их. Расплавленный парафин выносится на поверхность фонтанной струёй нефти.
В настоящее время этот способ в основном применяют для депарафинизации выкидных линий, используя одну или несколько ППУ (в зависимости от длины линии). Для депарафинизации же фонтанных скважин его почти не применяют.
Промысловая паровая передвижная установка ППУ-1600/100
ППУ используется для депарафинизации подземного и наземного оборудования скважин, а также для подогрева трубопроводов и другого нефтепромыслового оборудования и представлена на рис. 3.6. Оборудование установки смонтировано на монтажной раме, установленной на шасси автомобиля КрАЗ-250 или КрАЗ-260.
Установка состоит из парогенератора, цистерны для воды, питательного и топливного насосов, вентилятора высокого давления, привода, кузова, укрытия для цистерны, ёмкости для топлива, приборов КИП и А и магистральных трубопроводов.
Парогенератор представляет собой вертикальный прямоточный змеевиковый котёл; предназначен для превращения воды в пар за счёт теплоты, выделенной при сжигании дизельного топлива в топочном устройстве.
Управление рабочим процессом и контроль за работой установки осуществляют из кабины автомобиля.
Возникающие при добыче и транспорте высокопарафинистых нефтей осложнения, связанные с образованием асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) на стенках трубопроводов и технологического оборудования, приводят к появлению аварийных ситуаций, простаиванию скважин, ухудшению работы технологического оборудования в целом.
Среди средств предотвращения АСПО наиболее перспективными представляются магнитные на постоянных магнитах и гидравлические, как не требующие затрат на свою работу ни электроэнергии, ни химреагентов, ни привлечения дополнительного персонала для обслуживания скважин. Поэтому НПФ «Технологические системы» разработала и с 1994 г. проводит испытания депарафинизаторов серии МОЖ на постоянных магнитах, в которых реализованы одновременно как наиболее эффективная магнитная, так и гидравлическая обработки жидкости. Для создания конструкции была проведена большая исследовательская работа по изучению физико-химических изменений модельных и реальных жидкостей.
В устройствах этой серии авторы реализовали один из механизмов защиты трубопроводов от отложений, состоящий в воздействии на движущийся поток жидкости специально сформированными магнитными полями и, как следствие, кратном увеличении в объеме движущейся жидкости коллоидных высокоактивных частиц, ассоциированных с газовыми микропузырьками – центров кристаллизации АСПО в момент начала выпадения веществ из растворенной фазы. Действие МОЖ направлено на активацию микропримесей и теоретически обеспечивает работоспособность устройств при обводненности продукции, начиная от следов и до 95%.
За время эксплуатации устройств с 1994 г. был приобретен практический опыт применения депарафинизаторов различных типов, что позволяет давать обоснованные рекомендации по технологии работы с устройствами данного типа.
Прежде всего, было установлено, что установка устройств на требуемой глубине в достаточно хорошо очищенные от отложений парафина НКТ дает возможность сразу отказаться от очистных операций, что и наблюдалось при внедрении на месторождениях Республики Коми, разрабатываемых ЗАО «Северная нефть».
В случае, когда после очистки НКТ механическим способом часть парафина все же остается на стенках, в первые несколько дней после установки МОЖ наблюдался волнообразный вынос парафинов в результате размывания отложений, что было зарегистрировано по характеру подъема скребка и режиму работы скважины. Наиболее простой вариант установки МОЖ – совместно со скребком на проволоке, что резко упрощает технологическую операцию.
Например:
1. В скв. 409 (Южный Баган) магнитное устройство для обработки жидкости – МОЖ-60 было спущено 04.11.94 г. на глубину 1147 м. До установки магнитного устройства спуск скребка производился через двое суток. Скважина эксплуатируется с ЭЦН-50х1700. Режим эксплуатации скважины – 8 ч работы, 16 ч простоя на притоке, дебит – 11…13 м3/сут., нефть практически безводная – содержание воды – 2%, газовый фактор 13,0 м3/т.
В течение 1995 г. в скважину ни разу не спускали скребок для очистки внутренней полости НКТ. Через 15 мес. работы скважина была выведена в ремонт. При осмотре НКТ во время подъема ЭЦН обнаружили, что стенки НКТ выше установки МОЖ чистые, но ниже есть парафин до глубины 1500 м. Это свидетельствует о том, что геолого-технические условия работы скважины и образования АСПО за 15 мес изменились.
В скв. 31 и 101 (месторождение Северный Баган) до установки МОЖ межочистной период составлял 1…2 сут. Приборы МОЖ были установлены 05.11.95 г. Скважины высокодебитные, фонтанные с дебитами 180 и 150 м 3 нефти в сутки. Содержание воды – до 1%, Прибор МОЖ был подвешен совместно со скребком на проволоке. Контрольные подъемы с целью отслеживания динамики развития АСПО первоначально проводились через 1…2 сут, за два месяца интервал между контрольными подъемами доведен до 30…60 сут. Отложения АСПО не выявлены до настоящего времени.
Проведенные работы позволили в итоге 50% рабочего фонда скважин ЗАО «Северная нефть» оборудовать депарафинизаторами серии МОЖ, подвешивая их совместно со скребком и устанавливая в компоновке НКТ на расчетные глубины. Экономический эффект от внедрения составляет примерно 18,5 тыс. дол. США на скважину, а от установки МОЖ в шлейфовую линию – 56 тыс.
Наиболее характерным примером применения депарафинизатора может быть опытно-промышленное внедрение МОЖ-42Э на Логовском месторождении Пермской области (которое разрабатывает СП «Пермьтекс») для сверхтяжелых условий борьбы с отложениями, когда очистные операции проводились несколько раз в сутки.
2. Депарафинизатор МОЖ-42Э со скребком был спущен в скв. 142 Логовского месторождения 21.06.96 г. на глубину 850 м. Скважина эксплуатирует залежь нефти карбонатных отложений башкирского яруса, насос ЭЦН-50х1700, режим работы скважины периодический, 12 ч/сут. Дебит по жидкости 42 м3/сут, обводненность до 15%. Массовое содержание парафина – 3,95%, смол – 8,32%, асфальтенов – 0,72%, пластовая температура – 21°С, газовый фактор – 51 м3/ т. До применения МОЖ депарафинизация осуществлялась спуском скребков три раза в сутки. В течение первых дней после спуска МОЖ визуально изменился характер отложений АСПО – они стали более текучими, в дальнейшем скребок и МОЖ стали выходить чистыми. Периодичность контрольного подъема скребка в течение 3 мес была доведена с трех раз в сутки до одного раза в неделю, т.е. контрольный межочистной период был увеличен более чем в 20 раз! Работа по внедрению магнитных депарафинизаторов продолжается. Ориентировочный годовой экономический эффект составил 2852 дол. США, скважина при сроке окупаемости 7,6 мес для малодебитных скважин Логовского месторождения.