Методы борьбы с отложениями АСПО. Курсовая работа. Курсовой проект по дисциплине Эксплуатация нефтяных скважин в осложненных условиях Тема Методы борьбы с отложениями парафинов группы аспо при эксплуатации скважин
 Скачать 1.26 Mb.
|
|
Выполнил: Студент гр. ЭДНб-18-2 Рыбаков Е.Д. Проверил: к.т.н., доцент кафедры РЭНГМ Апасов Т.К. Тюмень, 2021 МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Курсовой проект по дисциплине «Эксплуатация нефтяных скважин в осложненных условиях» МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ ПАРАФИНОВ ГРУППЫ АСПО ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН Рыбаков Евгений Дмитриевич, ЭДНб -18 - 2 Курсовой проект по дисциплине «Эксплуатация нефтяных скважин в осложненных условиях» Тема «Методы борьбы с отложениями парафинов группы АСПО при эксплуатации скважин» Руководитель: к.т.н. доцент Апасов Т.К. 2 СОДЕРЖАНИЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ…………………………………………... 3 ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………… 4 1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА АСПО…………………………...…………... 5 2 ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ИНТЕНСИВНОСТЬ ОБРАЗОВАНИЯ АСПО……………………………………………………………...………………...8 2.1 Влияние забойного давления и давления в подъемных трубах на интенсивность образования АСПО ……………………………………………….. 8 2.2 Влияние скорости движения газонефтяной смеси на отложения АСПО ……………………………………………………………………………….. 10 2.3 Влияние шероховатости стенок труб на отложения АСПО …………. 11 2.4Влияние физико-химического состава нефти на процесс парафинообразования………………………………………………………………. 12 3 МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ ГРУППЫ АСПО ……………..13 3.1 Тепловые методы………………………………………………………... 13 3.2 Электродепарафинизация………………………………………………. 14 2.3 Физические методы……………………………………………………… 18 2.4 Вибрационные методы………………………………………………...... 20 2.5 Химические методы…………………………………………………….. 21 2.6 Механические методы…………………………………………………... 24 2.7 Применение гладких защитных покрытий…………………………….. 28 ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………………………. 32 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………………………...33 Рыбаков Евгений Дмитриевич, ЭДНб -18 - 2 Курсовой проект по дисциплине «Эксплуатация нефтяных скважин в осложненных условиях» Тема «Методы борьбы с отложениями парафинов группы АСПО при эксплуатации скважин» Руководитель: к.т.н. доцент Апасов Т.К. 3 ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ АСПО – асфальтосмолопарафиновые отложения; НКТ – насосно-компрессорные трубы; ПАВ – поверхностно активные вещества; ППУ – передвижная парогенераторная установка; УЭС – установка электроподогрева скважин; УЭЦН – установка электроприводного центробежного насоса; ВГ – вибратор гидродинамический; ИП – ингибитор парафинообразования; ДИ – датчик индукционный; АДУ – автоматизированная депарафинизационная установка; Рыбаков Евгений Дмитриевич, ЭДНб -18 - 2 Курсовой проект по дисциплине «Эксплуатация нефтяных скважин в осложненных условиях» Тема «Методы борьбы с отложениями парафинов группы АСПО при эксплуатации скважин» Руководитель: к.т.н. доцент Апасов Т.К. 4 ВВЕДЕНИЕ Данная курсовая работа посвящена теме: «Методы борьбы с отложениями парафинов группы АСПО при эксплуатации скважин». Как известно, процесс добычи нефти часто сопровождаются нежелательным образованием асфальтосмолопарафиновых отложений в ПЗП, на стенках подземного оборудования скважин, в наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти. Для предупреждения образования отложений АСПО в скважинах применяются различные методы предупреждения и ликвидации отложений АСПО. В промысловой практике борьбы с отложениями парафинов наиболее широкое распространение получили тепловые и механические методы очистки. Цель курсовой работы – провести анализ причин возникновения отложений парафинов и методов борьбы с ними. Задача курсового проекта: 1. Изучить процесс парафиноотложения и определить основные причины образования АСПО; 2. Изучить методы борьбы с отложениями АСПО в нефтяных скважинах. Рыбаков Евгений Дмитриевич, ЭДНб -18 - 2 Курсовой проект по дисциплине «Эксплуатация нефтяных скважин в осложненных условиях» Тема «Методы борьбы с отложениями парафинов группы АСПО при эксплуатации скважин» Руководитель: к.т.н. доцент Апасов Т.К. 5 1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА АСПО Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) – сложная углеводородная и физико-химическая смесь, состоящая из целого ряда веществ. В первую очередь это парафины – углеводороды метанового ряда от С 16 Н 34 до С 64 Н 130 , а также асфальтосмолистые соединения, силикагелевые смолы, масла, вода, механические примеси. Содержание отдельных компонентов в парафинстой массе различно и зависит от условий формирования нефтяной залежи и свойств нефти. По содержанию парафина нефти классифицируются на: 1. малопарафиновые менее 1,5% по массе; 2. парафиновые от 1,5 до 6% по массе; 3. высокопарафиновые более 6% по массе. При этом следует сказать, что наличие парафина независимо от его количества в нефти ставит перед производственниками много технологических и технических задач, связанных с ликвидацией осложнений, вызываемых им. В пластовых условиях, растворенные в нефти парафины находятся в растворенном состоянии. С глубиной залегания возрастает содержание парафина в нефтях. Температура плавления твердых парафиновых углеводородов тем выше, чем больше их молекулярная масса. Плотность парафинов в твердом состоянии колеблется от 865 до 940 кг/м 3 , а в расплавленном – от 777 до 790 кг/м 3 Растворимость парафина в органических жидкостях велика, но падает с увеличением молярной массы и растет с повышением температуры. В химическом отношении парафины обладают повышенной стойкостью к различным химическим реагентам. Серная кислота не оказывает влияния на парафин при низких и высоких температурах. Азотная и соляная кислоты, а также щелочи инертны в отношении парафина. Парафин легко окисляется воздухом. Высокомолекулярные парафины от С 37 Н 74 до С 53 Н 108 , называемые церезинами, отличаются по свойствам от обычных парафинов – имеют более Рыбаков Евгений Дмитриевич, ЭДНб -18 - 2 Курсовой проект по дисциплине «Эксплуатация нефтяных скважин в осложненных условиях» Тема «Методы борьбы с отложениями парафинов группы АСПО при эксплуатации скважин» Руководитель: к.т.н. доцент Апасов Т.К. 6 высокую температуру кипения, обладают большой молекулярной массой и плотностью. В состав смолистых веществ входят азот, сера и кислород. Они обладают высокой молярной массой, нелетучи, имеют большую неоднородность. В связи с испарением и окислением нефти увеличивается содержание смолистых веществ в ней. Содержание смол возрастает при контакте с краевыми водами. Нефти обводненных скважин оказываются более смолистыми даже в пределах одного месторождения. Содержание смолистых веществ и парафина связано обратным соотношением. В нефти содержится небольшое количество асфальтенов (2–5 %). Плотность их колеблется в пределах 1000 кг/м 3 , они хорошо растворяются в бензоле, но нерастворимы в спирте и бензине. Таким образом, состав АСПО зависит от состава нефти и термодинамических условий их образования. В таблице 1.1 приведен состав парафиновых отложений в скважинах Бобровского и Покровского месторождений. Место- рожде- ние Продук- тивный пласт Номер сква- жины Место отбора пробы Темпера- тура за- стывания отложе- ний, °С Содержание, % Темпера- тура кристал- лизации парафи- нов, °С. асфаль- тосмо- листые пара- фины Бобров- ское О 2 68 Выкидная линия 63 27,4 51,7 66 О 2 406 НКТ 68 24,3 37,8 74 О 2 406 Выкидная линия 67 27,0 42,0 75 О 1 +О 2 326 С глубины 50 м 61 18,0 38,3 67 Рыбаков Евгений Дмитриевич, ЭДНб -18 - 2 Курсовой проект по дисциплине «Эксплуатация нефтяных скважин в осложненных условиях» Тема «Методы борьбы с отложениями парафинов группы АСПО при эксплуатации скважин» Руководитель: к.т.н. доцент Апасов Т.К. 7 А 4 78 Выкидная линия 60 29,2 69,5 66 А 4 , О 2 206 То же 66 27,0 24,0 72 Покров- ское А 4 709 Выкидная линия 61 29,5 33,3 70 А 4 652 То же 63 - 40,1 74 А 3 610 То же 60 37 48,8 67 А 3 609 То же 66 21 22,6 76 В 2 276 То же 72 22 56,2 75 Основными компонентами отложений являются парафины, содержание которых изменяется от 20 до 70% (по массе), и асфальтосмолистые соединения – от 20 до 40% (по массе). Температура застывания парафинов на 3–10 °С выше температуры застывания отложений и составляет 66–75 °С. Механизм образования АСПО представляет собой совокупность физических и химических процессов, происходящих на внутренних поверхностях нефтепромыслового оборудования при транспортировке нефти и в призабойной зоне пласта, сопровождающихся выпадением и накоплением твёрдой органической фазы. Также эти процессы называются механизмом «парафинизации», так как источником возникновения отложений служат молекулы парафина, которые растворены в нефти, выстраивающие твёрдую кристаллическую решётку. На выпадение парафинов из нефти влияет множество факторов, основное действие которых заключается в снижении растворяющей способности нефти и в целом влияние на термодинамическое пластовое состояние. Рыбаков Евгений Дмитриевич, ЭДНб -18 - 2 Курсовой проект по дисциплине «Эксплуатация нефтяных скважин в осложненных условиях» Тема «Методы борьбы с отложениями парафинов группы АСПО при эксплуатации скважин» Руководитель: к.т.н. доцент Апасов Т.К. 8 2 ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ИНТЕНСИВНОСТЬ ОБРАЗОВАНИЯ АСПО 2.1 Влияние забойного давления и давления в подъемных трубах на интенсивность образования АСПО Забойное давление выше давления насыщения. В стволе скважины от забоя до области, где давление становится равным давлению насыщения, сохраняется равновесное состояние системы и происходит движение только жидкой фазы. Далее, при снижении давления ниже давления насыщения, равновесие нарушается, из нефти начинает выделяться растворенный газ. Как показали лабораторные исследования, процесс выделения газовых пузырьков в потоке смеси оказывает влияние на интенсивность выделения отложений парафина. Установлено, что газовые пузырьки обладают способностью флотировать взвешенные частицы парафина. Механизм этого процесса описывается следующим образом. При отрыве пузырька от твердой поверхности вначале основания пузырька сокращается очень медленно, а затем все быстрее. После некоторого промежутка времени отрыв осуществляется скачком, в этот момент создается перепад давления между объемной фазой и зоной, находящейся под пузырьком. В результате этого перепада давления часть кристаллов парафина сносится к поверхности, граничащей со стенкой трубы и откладываются на ней. В дальнейшем процесс отложений прогрессивно нарастает, так как парафин обладает гидрофобной поверхностью. На стенке трубы образуется слой из кристаллов парафина и пузырьков газа. Чем менее газонасыщен этот слой, тем большую плотность он имеет. Поэтому плотные отложения образуются в нижней части подъемных труб, где пузырьки газа малы и обладают большей силой прилипания к кристаллам парафина и стенкам трубы. Забойное давление ниже давления насыщения.При этом условии нарушение равновесного состояния происходит в пласте и выпадение парафина возможно как Рыбаков Евгений Дмитриевич, ЭДНб -18 - 2 Курсовой проект по дисциплине «Эксплуатация нефтяных скважин в осложненных условиях» Тема «Методы борьбы с отложениями парафинов группы АСПО при эксплуатации скважин» Руководитель: к.т.н. доцент Апасов Т.К. 9 в пласте, так и в стволе скважины, начиная от забоя. Парафинообразование усиливается при снижении забойного давления и температуры до критических значений. Динамика давления в подъемных трубах.При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатационной колонны. В подъемной колонне образуются две зоны. Первая – выкидная часть насоса: здесь давление резко возрастает и становится больше давления насыщения, в этом интервале движется жидкость. Вторая – зона снижения давления до давления насыщения и ниже, здесь начинается интенсивное выделение парафина. В фонтанных скважинах при поддержании давления у башмака насосно- компрессорных труб равным давлению насыщения, выпадение парафина следует ожидать в подъемном лифте. Однако возникаю режимы, когда с целью интенсификации притока забойное давление снижают до значений равных или меньше давления насыщения, и тогда вероятность газоотделения и выпадения парафина высока в любом интервале ствола скважины, а также в НКТ. Многочисленные промысловые исследования показали, что характер распределения парафиновых отложений в подъемных трубах различного диаметра примерно одинаков. Толщина отложений постепенно увеличивается от места начала их образования на глубине 500-900 м и достигает максимальной толщины на глубине 50-200 м от устья, затем уменьшается до 1-2 мм в области устья (рисунок 2.1). Рыбаков Евгений Дмитриевич, ЭДНб -18 - 2 Курсовой проект по дисциплине «Эксплуатация нефтяных скважин в осложненных условиях» Тема «Методы борьбы с отложениями парафинов группы АСПО при эксплуатации скважин» Руководитель: к.т.н. доцент Апасов Т.К. 10 Рисунок 2.1 – Динамика образования АСПО по длине подъемника различных диаметров, мм: 1 – 89; 2 – 73; 3 – 62 мм 2.2 Влияние скорости движения газонефтяной смеси на отложения АСПО С ростом скорости движения газожидкостной смеси в подъемных трубах интенсивность отложений вначале расчет, что объясняется увеличением турбулизации потока и, следовательно, увеличение частоты образования и отрыва пузырьков от поверхности трубы [12]. Дальнейший рост скорости ведет к уменьшению интенсивности отложений. Большая скорость движения смеси позволяет удерживать кристаллы парафина во взвешенном состоянии и выносить их на поверхность. Рыбаков Евгений Дмитриевич, ЭДНб -18 - 2 Курсовой проект по дисциплине «Эксплуатация нефтяных скважин в осложненных условиях» Тема «Методы борьбы с отложениями парафинов группы АСПО при эксплуатации скважин» Руководитель: к.т.н. доцент Апасов Т.К. 11 Кроме того, движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем объясняется резкое снижение отложений в интервале 0-50 м от устья. Это подтверждается на практике эксплуатации высокодебитных скважин, в которых величина отложений и интенсивность их образования значительно меньше, чем в малодебитных скважинах. Также при больших скоростях движения поток охлаждается медленнее, чем при малых, что замедляет процесс парафинообразования. 2.3 Влияние шероховатости стенок труб на отложения АСПО Выступы на поверхности труб являются очагами вихреобразования, разрыва слоя, замедлителями скорости движения жидкости у стенок трубы. Это является причиной образования центров кристаллизации отложений, прилипания к поверхности труб, застревания между выступами и впадинами поверхности. Многие исследователи показали влияние шероховатости труб на интенсивность отложений АСПО (рисунок 2.2) [1]. Рисунок 2.2 – Изменение интенсивности отложений парафина на поверхности образцов различной шероховатости при дебитах скважины, т/сут: 1 – 23; 2 – 42; 3 – 61; 4 – 76 Рыбаков Евгений Дмитриевич, ЭДНб -18 - 2 Курсовой проект по дисциплине «Эксплуатация нефтяных скважин в осложненных условиях» Тема «Методы борьбы с отложениями парафинов группы АСПО при эксплуатации скважин» Руководитель: к.т.н. доцент Апасов Т.К. 12 2.4 Влияние физико-химического состава нефти на процесс парафинообразования По результатам исследований, касающихся оценки влияния состава нефти на интенсивность образования АСПО, было определено: при добавке асфальтенов в 5%-ный раствор парафина в керосине парафин образует точечную структуру, т.е. кристаллы парафина не соединяются между собой и не образуют сплошную решетку. Это объясняется адсорбцией асфальтенов на кристаллах парафина и созданием слоя, препятствующего развитию ленточной структуры; при добавке смол, наоборот, создаются условия для образования агрегатов кристаллов и их прилипания к поверхности; в условиях скважины за счет активных компонентов нефтекислот и асфальтосмолистых веществ поверхность труб становится гидрофильной, что ухудшает адгезионные свойства парафина; зависимость температуры кристаллизации парафина от соотношения концентраций асфальтосмолистых веществ и парафина носит линейный характер; с увеличением количественного соотношения асфальтены – смолы к парафину температура начала кристаллизации снижается, а следовательно уменьшается глубина начала отложений парафина в подъемных трубах. Заслуживает подробного рассмотрения вопрос о влиянии отдельных факторов на интенсивность образования АСПО. Анализ состава нефтей и АСПО на поверхности НКТ ряда месторождений показал, что в составе АСПО содержание асфальтенов намного больше, чем в нефти. Это указывает на активное действие ассоциатов асфальтенов на процесс кристаллизации парафинов. Установлено, что здесь смолы участвуют как депрессаторы объемного действия, а асфальтены – в качестве присадок поверхностного действия. Рыбаков Евгений Дмитриевич, ЭДНб -18 - 2 Курсовой проект по дисциплине «Эксплуатация нефтяных скважин в осложненных условиях» Тема «Методы борьбы с отложениями парафинов группы АСПО при эксплуатации скважин» Руководитель: к.т.н. доцент Апасов Т.К. 13 3 МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ ГРУППЫ АСПО 3.1 Тепловые методы Тепловые методы основаны на свойстве парафина плавиться при температурах выше 50 °С и, стекая с нагретой поверхности, освобождать ее. Воздействие высокой температурой требует применения специально источника тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений или вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины. В настоящее время используются следующие технологии с применением: горячей нефти или воды в качестве теплоносителя; острого пара; электрических печей наземного и скважинного исполнения; агентов, взаимодействие которых ведет к химической реакции, сопровождающейся выделением некоторого количества тепла. Технология применения носителя предусматривает нагрев жидкости в специальных нагревателях – котельных установках передвижного типа и подачу ее в скважину способом прямой или обратной промывки. Для этой цели используют специальные агрегаты – депарафинизационные передвижные установки, оснащенные котлами – подогревателями жидкости до температуры 150°С и насосами, развивающими давление до 16 Мпа. Нагретый агент может циркулировать в скважине определенное время, обеспечивая расплавление и удаление отложений. Наиболее предпочтительной считается обратная промывка, исключающая образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке. Применение острого пара, вырабатываемого передвижными установками с температурой до 310 °С и давлением до 10 Мпа для целей скважинной борьбы с отложениями неэффективно. При подаче пара в скважину происходит интенсивная конденсация пара на небольшой глубине 300-400 метров и температура пара снижается до скважинной. ППУ наиболее целесообразно применять для очистки манифольдов, арматуры и трубопроводов в зоне расположения скважины [3]. Рыбаков Евгений Дмитриевич, ЭДНб -18 - 2 Курсовой проект по дисциплине «Эксплуатация нефтяных скважин в осложненных условиях» Тема «Методы борьбы с отложениями парафинов группы АСПО при эксплуатации скважин» Руководитель: к.т.н. доцент Апасов Т.К. 14 Повышение эффективности очистки НКТ от отложений парафина может быть достигнуто согласно технологии, приведенной на рисунке 3.1. Улучшение процесса очистки происходит за счет совмещения операции промывки горячей жидкостью со спуском поршня. Последний обеспечивает направленное движение теплоносителя вдоль внутренней поверхности НКТ и более рациональное использование тепла. Рисунок 3.1 – Схема оборудования скважины для депарафинизации горячей нефтью по центральной схеме с применением плунжера: 1 – направляющий ролик; 2 – лубрикатор; 3 – плунжер; 4 – парафин; 5 – лебедка с канатиком |