Борьба с АСПО. парафины. Геологическая часть
 Скачать 483.34 Kb.
|
2.6 Тепловые технологии удаления парафинаУдаление отложений парафина со стенок труб при проведении тепловой обработки производится за счет: расплавления и последующего растворения парафина в потоке горячей нефти; уменьшение отложений на поверхности контакта с металлом, отслоение парафина и последующее вымывание его с потоком горячей жидкости. Одним из главных критерий, определяющий качественный процесс депарафинизации - это выдерживание давления на линии в безопасном режиме. Жидкость теплоносителя обязана сдерживать парафин в объеме даже после снижения температуры до 20 °С и ниже. Обработка горячей нефтью Самым встречающимся методом удаления парафина является обработка скважины горячей нефтью. Помимо расплавления парафина происходит растворение его в нефти. Преимущества технологии: минимизация затрат на закупку химических реагентов; простота технологии. Недостатки технологии: качества обработки напрямую зависит от температуры нефти; расходы на проведение обработок скважины. Принцип данной метода состоит в нагреве нефти специальным агрегатом для депарафинизации скважин (АДПМ) и последующей прокачке горячей нефти в скважину через нагнетательную линию. При этом горячую нефть возможно прокачивать напрямую в НКТ, так и через затрубное пространство. Обработка горячей водой и паром Обработка горячей водой и паром - наименее распространенный метод удаления парафина по сравнению с обработкой горячим маслом. Метод заключается в нагнетании горячего пара или воды. Чтобы парафин оставался в объеме, в воду добавляют диспергаторы. Этот опыт использования пара для депарафинизации скважин показал низкую эффективность и в настоящее время практически не используется. Наиболее удачным методом является использование нагретой воды с добавлением ПАВ. Единственное важное преимущество воды перед разогретой нефтью - это повышенная теплоемкость. Недостатком метода является то, что вода не способна удерживать расплавленный парафин в своем объеме без добавления специальных парафинов. Основной риск при низких забойных давлениях - это возможное образование «водных преград», приводящих к снижению дебита скважины [3]. 2.7 СкребкованиеТехнология удаления парафиновых отложений с помощью механических скребков заключается в их опускании в НКТ с последующим подъемом на поверхность. При использовании этого метода на отложениях с тугоплавкими отложениями можно использовать специальные скребки с нагревательным элементом. Частота установки скребка зависит от скорости восковых отложений и эффективности их удаления. Начните с прохождения большего количества скребка через колодец и постепенно уменьшайте количество операций по мере удаления воска со стенок. На скважинах, оборудованных штанговыми насосами, механический скребок не используется. На штангах используются скребки центраторного типа. Преимущества технологии: в методе не используют реагенты. Недостатки технологии: возможен прихват скребка в стволе скважины (обрыв инструмента на забой). Для выполнения технологии необходимо использования специализированный комплекс (мобильная установка или стационарное устьевое оборудование), оборудованный лебедкой для опускания скребка. Для удаления парафина из нефтедобывающих скважин в настоящее время применяется соскабливание по технологии ООО «Каскад» с использованием скребка фрезерного типа СФ-99. На валу скребка установлены режущие головки, которые приводятся в движение потоком жидкости. Количество и размер режущих головок выбираются в зависимости от типа и диаметра НКТ, а также толщины и длины интервала наплавки. Базовое устройство показано на рисунке 4.9 и состоит из одной, двух или более секций с возможностью свободного вращения на валу (1) верхней (2) и нижней (3) чистящих головок. Узел подключения к тяговому корпусу выполнен с возможностью подключения к валу (1) напрямую или через нагрузку (10). В качестве тягового тела обычно используется провод, но можно использовать трос или трос. Вал в нижней части имеет обтекатель (4). Свободное вращение головок (2, 3) обеспечивается гарантированным зазором между ними и валом (1) и подшипником (8). Зазор регулируется упорными втулками (5). Присоединение к тяговому телу, например, тросу, обычно осуществляется с помощью подвески (вертлюга) (9). Возможны другие варианты его реализации [4].  Рисунок 3 - Конструкция фрезерного скребка Нижняя часть корпуса подвески (9) имеет выступ для взаимодействия с ловушкой, например, в случае отсоединения или обрыва троса. Корпус подвески (9) может быть соединен с валом (1) через наконечник (7) с контргайкой (6) непосредственно с грузом (10) или с грузом с подвижным соединением, обеспечивающим их взаимное осевое ограничение. движение и ограниченное изменение угла между их продольными осями или и то, и другое. Чтобы резак не упал на забой при обрыве проволоки, в нижней части трубок насоса и компрессора установлено «встречное» кольцо. Фреза спускается по НКТ под собственным весом и поднимается электрической лебедкой. Входящий поток скважинной продукции выполняет сразу две функции: обеспечивает вращение режущих головок; смывает вверх удаленные отложения. Поскольку отложения удаляются от стенок за счет вращения фрезы потоком, при использовании данной технологии скважина остается в рабочем состоянии. 2.8 Расчет необходимого объема растворителя АСПО Определить необходимое количество растворителя АСПО для следующих условий: Глубина скважины lнкт: 1950 м; Толщина пласта: h= 14 м; Внутренний диаметр НКТ dнкт: 0,0759 м; Внутренний диаметр выкидной линии dпт: 0,0503 м; Длина выкидной линии l: 100 м. Необходимый объём растворителя [5]:
Где Vпт –объём выкидной линии (при диаметре dпт = 0,0503 м и длине l=100 м), м3; Vнкт – объём колонны насосно-компрессорных труб; Vскв.пзп – объём скважины в интервале обрабатываемой зоны пласта, м3.
Vпт = 0,785* 0,05032*100 = 0,199 м3 Vнкт = 0,785* 0,07592*1950 = 9,0 м3 Vскв.пзп = 0,785* 0,07592*14 = 0,06 м3 Vр = 0,199 + 9,0+0,06 = 9,3 м3 3 Охрана труда и окружающей средыВ местах, где возможно попадание нефти и сточной воды в открытые водоёмы, следует иметь нефтеловушки, боновые заграждения, биологические пруды. Боновые заграждения необходимо устанавливать после окончания весеннего паводка. Ежегодно необходимо производить ремонт существующих биологических прудов и временных нефтеулавливающих узлов на реках и местах стока талых и ливневых вод, предотвращающих попадание нефти и нефтепродуктов в реки и открытые водоемы. Сбор нефтепродуктов с нефеулавливающих сооружений следует осуществлять при помощи автоцистерны, оборудованной вакуумным насосом. Нефтяным промыслам следует осуществлять постоянный контроль за состоянием эксплуатационных колонн и проводить работы по ликвидации нефтегазопроявлений в раннее пробуренных скважинах; необходимо внедрить автоматезированные установки по очистке нефтепромысловых сточных вод; предусмотреть строительство узлов предварительного сброса сточных вод. Каждые пять лет ТатНИПИнефтъ пересматривает и разрабатывает технологические регламенты на процессы подготовки девонской и высокосернистой нефти на действующих объектах подготовки нефти с точки зрения экологической безопасности в имеющихся условиях. В планах на капитальный ремонт скважин должны быть предусмотрены мероприятия, предотвращающие загрязнение почвы и водоёмов нефтью, нефтепродуктами, пластовой водой, химическими реагентами и задавочной жидкостью. Места размещения ёмкостей для сбора пластовых вод, задавочной жидкости, химических реагентов и шлама при необходимости должны быть обвалованы до начала ремонтных работ. Перед ремонтом скважин с целью удаления АСПО, или принятие мер предотвращающих отложения на подземном оборудовании : необходимо передспуско-подъёмными операциями выпустить газ и убедиться в отсутствии нефтегазопроявлений. При подъёме НКТ необходимо пользоваться приспособлением против разлива жидкости и отвода её в желобную систему. Текущий ремонт скважин без глушения разрешается производить если гидростатическое давление жидкости в стволе скважины превышает величину пластового давления не менее чем на 3 МПа. При перерывах в работе превышающих 30 мин., устье скважины должно быть надёжно закрыто при помощи аварийной планшайбы (противовыбросовой задвижки, крана). Все работы производить только после глушения скважины. Закачка химического реагента в скважину осуществляется по герметизированной схеме. При закачке людям нельзя находиться на устье скважины и около нагнетательной линии. Не допускаются пользование открытым огнем и курение. Запрещается стирать спецодежду, мыть руки и детали химическими реагентами. Замерзшую арматуру, краны, клапаны следует отогревать только теплой водой или паром. По окончании работы по закачке реагента во время демонтажа нагнетательной линии необходимо предупреждать его разлив. Закрыть сливной кран автоцистерны, сливной кран установить на место. При попадании реагента на одежду - промыть её чистой водой. Все мероприятия по охране окружающей среды должны быть направлены на предотвращение загрязнения земли, поверхностных и подземных вод буровыми растворами, химреактивами, нефтепродуктами, минерализованными водами. Выводы и заключениеБольшинство месторождений РФ являются истощёнными, вступившими в позднюю стадию разработки. Темпы отбора жидкости снижаются, пластовое давление падает и увеличивается обводнённость продукции, добываемой из скважин. Вместе с этим увеличивается содержание АСПО в нефти, тем самым ухудшая условия работы погружного оборудования, а также качество добываемой нефти. Для увеличения межремонтного периода работы установок и повышения работоспособности скважин применяются методы и технологии борьбы с отложениями парафинов, смол и асфальтенов. В данной работе были рассмотрены методы борьбы с АСПО и проанализированы эффективности их применения на месторождениях Западной Сибири. Также предложено усовершенствование некоторых технологий. На сегодняшний день большинство месторождений применяют технологию скребкования скважин, а также промывку горячей нефтью. Методы являются достаточно затратными, но эффективными. Однако не всегда являются безопасными технологии, основанные на горячей промывке скважин и оборудования нефтью или водой с добавлением ПАВ. Таким образом невозможно полностью отказаться от механизированных и тепловых методов борьбы с отложениями, так как другие методы не исключают, а только увеличивают межочистной период скважин. Разработка новых методов борьбы с АСПО остаётся актуальной. Наибольший интерес представляет собой химическое предупреждение отложений ингибиторами. Метод является эффективным и действенным, так как способствует защите всего нефтепромыслового оборудования месторождения, включая систему сбора и транспорта углеводородного сырья. Список использованных источниковТронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними/ В. П. Тронов – М.: Недра, 1969. - 192 с. Чифилёв С.М. Применение покрытий внутренней поверхности НКТ для защиты от отложений АСПО // Материалы XI Международной студенческой научной конференции «Студенческий научный форум» URL: http://scienceforum.ru/2019/article/2018016991 (дата обращения: 02.05.2021). Бардаков, А. В. Современные способы предотвращения образования АСПО в скважинах на ЮТМ-месторождениях / А. В. Бардаков. — Текст : непосредственный // Бардаков, А. В. .- Молодой ученый. - 2022. - № 18. - С. 35-39. Хайбулинна К.Ш. Обоснование комплексной технологии удаления и предупреждения органических отложений в скважинах [Текст]: дис. ... канд. тех. наук: 25.00.17: защищена 25.01.2018: утв. 25.05.2018.- М., 2018. - 98 с. Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа. – М. : Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. – 296 с.
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||