курсовая. Борьба с асфальтосмолопарафинистыми отложениями на Быстринском м. Борьба с асфальтосмолопарафинистыми отложениями на Быстринском месторождении по дисциплине Скважинная добыча нефти
 Скачать 0.61 Mb.
|
 1.4 Свойства пластовых горизонтов Таблица 1.2 - Нефтегазоносность продуктивных пластов Быстринского месторождения
 В мезокайнозойских отложениях Сургутского района выделено 6 водоносных комплексов и 5 разделяющих их водонепроницаемых толщ. С отложениями IV комплекса связаны все основные залежи нефти и газа Средне-Обского района. Описание подземных вод приводится по результатам испытания водоносных пластов в нефтеразведочныз скважинах месторождения.Водообильность Подземные воды продуктивной толщи готерив-барремских, нижне-валанжинских отложений описываемого района - напорные, статические уровни устанавливаются выше поверхности земли на плюсовых отметках в пределах от +50 до 130м, исключение составляют пласты Б9 и Б10, где статические уровни фиксируются ниже устья скважин. Дебиты колеблются в самых широких пределах: от 0,08 до 72 м3/сут. Химический состав воды Воды всех пластов хлоркальциевого типа, удельный вес колеблется в небольших пределах 1.006-1.011 г/см3. По распределению отдельных компонентов и микрокопонентов воды всех пластов довольно однообразные. Содержание йона кальция находится в пределах 10-13мг-экв/л, йона магния 2-5 мг-экв/л, сульфатный ион находится в малом количестве. Содержание брома с увеличением минерализации увеличивается. Содержание йода по пластам Б1,Б10 51.577 мг/л, а по пластам А7,А10 64.463 мг/л, а так как содержание йода 15 мг/л являются промышленными, подземные йодные воды Быстринского месторождения могут явиться перспективными для практического использования. Солевой состав целиком обусловлен хлоридами натрия и кальция. Значительное преобладание хлоридов кальция над хлоридами магния, ничтожная сульфатность свидетельствует о застойных условиях водообмена, что является необходимым фактором образования и сохранения нефтяных и газовых залежей.  ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ2.1 Механизм образования АСПО В Российской федерации применяется технологическая классификация, в основу которой положены признаки, определяющие технологию переработки нефти. Главные элементы этой классификации – классы, типы и виды нефтей. По содержанию парафина нефти разделяют на три вида: - малопарафиновые, массовое содержание парафина не более 1,5%; - парафиновые, массовое содержание парафина 1,5 – 6 %; - высокопарафиновые, массовое содержание парафина более 6%. По содержанию смол нефти разделяют на три вида: - малосмолистые, массовое содержание смол менее 18%; - смолистая, массовое содержание смол от 18 до 35 %; - высокосмолистая, массовое содержание смол более 35%. Физические свойства парафина следующие: плотность от 880 до 915 кг/м3, температура плавления в пределах 42 – 550С. Парафин, выделяющийся из нефти, загрязнён тяжёлыми углеводородами и смолами, изменяющими цвет от жёлтого до чёрного. 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 из скважины меняются физические условия по сравнению с пластовыми условиями, нарушается равновесие состояние растворов углеводородов. При отборе нефти понижаются давление и температура, а также уменьшается количество легких углеводородов, так что оставшаяся нефть не может удерживать в растворе первоначальное количество твёрдых углеводородов. Парафины выпадают из растворов в виде мельчайших твёрдых кристаллов. Они могут оставаться в нефти во взвешенном состоянии и выноситься с её потоком на поверхность. Однако при некоторых условиях эти кристаллы могут осаждаться на стенках каналов в призабойной зоне, в эксплуатационной колонне, в подъёмных трубах, выкидных трубопроводов, ёмкостях и хранилищах для нефти. Температура, при которой в нефти появляются твёрдые частицы парафина, называется температурой начала кристаллизации парафина. 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 ещё и следующие факторы: малые скорости движения нефти, шероховатость стенок труб,  периодичность их смачивания. Последняя зависит от пульсирующей работы фонтанных скважин. Выпадение парафина происходит от потери лёгких фракций во время работы скважины. После отложения первого слоя дальнейшее отложение происходит интенсивнее. В присутствии воды в нефти парафин выпадает более интенсивно.Эффект охлаждения по мере продвижения нефти по подъёмным трубам усиливается от забоя к устью, поэтому наибольшее количество парафина откладывается в верхней части НКТ, на расстоянии 400 – 900 метров от устья скважины. Толщина слоя увеличивается по мере продвижения от забоя к устью. Процесс отложения парафина в большей степени зависит от его характеристики. Чем больше тугоплавкость парафина, тем прочнее он прилипает к твёрдой поверхности. На скважинах Быстринского месторождения отложения АСП наблюдаются на внутренней поверхности НКТ, начиная с глубины 850 метров от устья скважин и выше, вплоть до наземных труб выкидных линий и нефтесборных трубопроводов. В большинстве случаев образования АСПО приводило к образованию "глухих" пробок в стволе скважины на глубине 200 - 500 метров, хотя встречались и случаи образования АСПО на глубине ниже 1000 метров. Отложения АСПО на стенках НКТ в скважинах механизированной добычи уменьшают проходное сечение и создают дополнительное сопротивление движению нефтяной продукции скважины, что повышает противодавление на насос (снижается производительность насоса, повышаются энергетические затраты, уменьшается КПД установки в целом, - что приводит в конечном счете к перегреву электродвигателя ЭЦН и выходу его из строя). Кроме того, подъём динамического уровня в затрубной полости скважины приводит к повышению противодавления на призабойную зону пласта и, как следствие этого, происходит уменьшение притока продукции из пласта. В связи с тем, что случаи отложения АСПО в скважинах принимали массовый характер, выбрать фонд скважин, в котором наиболее часто проявлялись АСПО, представляло нецелесообразным. 2.2 Методы и средства для борьбы с АСПО, применяемые в нефтегазодобывающей промышленности При добыче и транспортировке нефтепродуктов проводятся работы по борьбе с асфальтосмолопарафиновыми отложениями, которые включают в себя предотвращение образования АСПО и удаление осадков, которые уже образовались и накопились на внутренних стенках нефтепромысловых труб и оборудования (рисунок 2.1). Однако следует учитывать разнообразие условий разработки и геологических характеристик нефтяных месторождений и добываемой продукции, так как от этого зависит выбор метода предупреждения и удаления отложений.   Рисунок 2.1 – Классификация методов борьбы с АСПО Методы предотвращения образования АСПО и удаления можно разделить по механизму воздействия на несколько основных групп. Однако разрабатываемые месторождения отличаются по показателям и условиям разработки. Парафиновые отложения могут вызывать такие проблемы, как блокировка потока, вследствие закупорки трубопроводов; увеличение вязкости жидкости; технически сложное удаление отложений; проблемы утилизации накопленного парафина и др. Поэтому на практике применяют методы предупреждения и удаления АСПО, которые дополняют друг друга. При добыче и транспортировке нефтепродуктов проводятся работы по борьбе с асфальтосмолопарафиновыми отложениями, которые включают в себя предотвращение образования АСПО и удаление осадков, которые уже образовались и накопились на внутренних стенках нефтепромысловых труб и оборудования (рисунок 2.2). Однако следует учитывать разнообразие условий разработки и геологических характеристик нефтяных месторождений и добываемой продукции, так как от этого зависит выбор метода предупреждения и удаления отложений. Рисунок 2.2 – Классификация методов борьбы с АСПО Тепловые методы основаны на температуре плавления парафиновых углеводородов, которая составляет примерно 50oC. Искусственное увеличение и поддержание температуры нефтяной системы выше температуры начала кристаллизации твёрдых углеводородов в стволе скважины и ПЗП применяется при добыче высоковязкой парафинистой и смолистой нефти. Метод осуществляется путем применения греющего кабеля и электронагревателей. В призабойной зоне пласта применяют термит, который способен нагревается до 240oC при высокой температуре горения.  Удаление отложений проводится закачкой в пласт нагретого жидкого теплоносителя (нефть, вода), а также обработкой паром. Однако данные методы являются энергозатратными, пожароопасными и обладают низкой эффективностью.Механические методы борьбы с АСПО предполагают периодическое удаление уже образовавшихся отложений. Для применения этого метода используют скребки разных конструкций и разной периодичности действия, эластичные резиновые шары (торпеды), устройства для перемешивания. Способы механической борьбы можно охарактеризовать, как малоэффективные и трудоёмкие. Для предотвращения образования отложений используют физические методы борьбы, включающие в себя воздействие вибрационных и ультразвуковых колебаний, магнитных, электрических и электромагнитных полей, которые создают условия для разрушения структуры асфальтосмолопарафиновых веществ. Воздействие вибрационных и ультразвуковых колебаний вызывают в области образования отложений колебания, вследствие чего возникают их микроперемещения, препятствующие осаждению АСПО на стенках оборудования. Частицы, которые при этом выделяются из нефти уносятся нефтяным потоком. В движущемся нефтяном потоке присутствуют ферромагнитные субмикронные частицы соединений железа, концентрация которых варьируется в пределах от 10 до 100 грамм на тонну. И в результате воздействия магнитных волн данные агрегаты разрушаются, что влечет за собой увеличение количества центров кристаллизации кристаллов ПУ. При этом снижается скорость роста отложений, так как размеры частиц кристаллов уменьшаются. Также исследования при использовании данного метода подтверждают рост дебита скважин, который связан с появлением газлифтного эффекта, вызванным образованием микропузырьков газа в центрах кристаллизации. Однако данный метод не получил широко распространения, так как негативно влияет на прочность резьбовых соединений НКТ. Магнитные поля, применяемые для предотвращения формирования АСПО, получили широкое распространение после 2000 годов вместе с появлением высокоэнергетических магнитов, которые изготавливались на основе редкоземельных материалов. Одними из наиболее распространённых и перспективных методов предупреждения образования отложений, а также их удаления являются химические методы борьбы. Существуют различные виды закачки химических реагентов, которые основываются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, включающие ингибиторы, применяемые для предотвращения образования АСПО, и растворители – для удаления, сформированных отложений на внутренних поверхностях нефтепромыслового оборудования. Эффективность данного метода высокая, не смотря на большие экономические затраты. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||