Применение установок нагрева нефти для борьбы с АСПО-Обзор основных способов борьбы с асфальто-смолистыми и парафиновыми отложениями на Харьягинском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

Применение установок нагрева нефти для борьбы с АСПО-Обзор основных способов борьбы с асфальто-смолистыми и парафиновыми отложениями на Харьягинском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Если рассмотреть весь комплекс задач, стоящих перед нефтедобываю-щей отраслью, то на ближайший период будут действовать противоречивые тенденции, связанные с проблемами экономического регулирования нефте-добывающей отрасли, научно-методическими, технологическими и техниче-скими проблемами разработки оставшихся, трудно извлекаемых, запасов.
В настоящее время экономическое регулирование нефтедобывающей отрасли России осуществляется, с одной стороны, на положениях нового за-конодательства переходного периода к рыночным отношениям, с другой стороны, на основе представлений о ресурсной базе, сформированных в пе-риод плановой экономики.
С течением времени несоответствие нормативов ресурсной базы и дей-ствующего законодательства о пользовании недрами и по налогообложению приводит к неправильным оценкам развития производительных сил в реги-оне, прогнозу добычи нефти, уровню цен на продукцию, поступлению средств в федеральный и местный бюджеты. Противоречия между старыми, реализованными в системах разработки принципами, и новыми экономиче-скими отношениями приводят к неоправданному отключению скважин, отка-зу от необходимого усиления систем разработки, свертыванию производ-ства. Остановка скважин, по которым из-за фиктивной убыточности добычи не достигнуты проектные показатели полноты извлечения запасов, ведет к нарушению системы и технологии разработки.
В настоящее время нефтяная промышленность является одной из при-оритетных отраслей. Нефть используется как основное сырье для химической промышленности, а нефтедоллары от продажи сырой нефти за границу со-ставляют значительную долю госбюджета. Поэтому проблемы, связанные с добычей нефти, на данный момент очень актуальны.
Одной из важнейших проблем является борьба с асфальто-смолистыми и парафиновыми отложениями на месторождениях, добывающих так называ-емую «тяжелую» нефть, то есть содержащую тяжелые углеводородные фракции.
Характерной особенностью Харьягинского месторождения является его многопластовость (выявлено более 20 нефтеносных пластов), а так же вы-сокое содержание парафина в нефти (которое достигает от 7 до 40 %).
Целью данной проекта является обзор основных способов борьбы с асфальто-смолистыми и парафиновыми отложениями на Харьягинском ме-сторождении, обоснование их рентабельности и применения на данное вре-мя.
В процессе анализа этих способов использовались научно-техническая литература, новейшие технические разработки, опубликованные в Интерне-те, данные геолого-технической службы предприятия.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Причины и условия асфальтосмолопарафиновых отложений

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в ра-боте скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных комму-никаций, являются АСПО (рис.2.1). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб при-водит к снижению производительности системы, уменьшению межремонтно-го периода (МРП) работы скважин и эффективности работы насосных уста-новок. Классификация АСПО представлена в таблице 2.1.



Рис. 2.1. Асфальтосмолопарафиновые отложения в НКТ

Известны две стадии образования и роста АСПО. Первой стадией яв-ляется зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности. На второй ста-дии происходит осаждение на покрытую парафином поверхность более крупных кристаллов.
На образование АСПО оказывают существенное влияние:
• снижение давления на забое скважины и связанное с этим нару-шение 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.
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.
Влияние давления на забое и в стволе скважины
В случае, когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличи-вается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из нее парафинов. Равновесное состояние нарушается в пласте, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.
Таблица 2.1
Классификация АСПО
Группа АСПО Подгруппа АСПО Отношение содержа-ния парафинов (П) к сумме смол (С) и ас-фальтенов (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


При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса может быть меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатацион-ной колонны. В колонне НКТ, выше насоса, можно выделить две зоны. Пер-вая - непосредственно над насосом: здесь давление резко возрастает и стано-вится больше давления насыщения. Вероятность отложения в этой зоне ми-нимальна. Вторая - зона снижения давления до давления насыщения и ниже, где начинается интенсивное выделение парафина.
В фонтанных скважинах при поддержании давления у башмака рав-ным давлению насыщения, выпадение парафина следует ожидать в колонне НКТ.
Как показывает практика, основными объектами, в которых наблюда-ется образование отложений парафина, являются скважинные насосы, НКТ, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин.
Промысловые исследования в условиях Харьягинского месторождения показали, что характер распределения парафиновых отложений в трубах различного диаметра примерно одинаков. Толщина отложений постепенно увеличивается от места начала их образования на глубине 500-900 м и до-стигает максимума на глубине 50-200 м от устья скважины, затем уменьшает-ся до толщины 1-2 мм в области устья
Нет единого мнения об образовании АСПО при высокой обводненно-сти продукции скважин.. АСПО образуются во многих скважинах с низкой обводненностью нефти, доля которых от общего количества скважин состав-ляет 32 %. Второе место по частоте образования АСПО занимают скважины, имеющие обводненность от 50 до 90 %. Характерной особенностью форми-рования АСПО в таких скважинах является их образование не только в НКТ, но и в насосном оборудовании (более 50 % ремонтов). АСПО в колонне НКТ образуются в основном в скважинах с высокой (от 60 до 80 %) обводненно-стью.
Влияние температуры в пласте и в стволе скважины
Нефть является сложной по химическому составу смесью компонентов, которые, в зависимости от строения и внешних условий, могут находиться в разных агрегатных состояниях. Снижение температуры вызывает изменение агрегатного состояния компонентов, приводящее к образованию центров кристаллизации и росту кристаллов парафина. Характер распределения тем-пературы по стволу скважины существенно влияет на парафинообразование и зависит от:
- интенсивности передачи теплоты от движущейся по стволу скважины жидкости окружающим породам. Теплопередача зависит от градиента тем-ператур жидкости и окружающих скважину пород и теплопроводности кольцевого пространства между подъемными трубами и эксплуатационной колонной;
- расширения газожидкостной смеси и ее охлаждения, вызванного ра-ботой газа по подъему жидкости.
Влияние газовыделения
Лабораторные исследования показали, что на интенсивность образова-ния парафиноотложений оказывает влияние процесс выделения и поведения газовых пузырьков в потоке смеси. Известно, что газовые пузырьки облада-ют способностью флотировать взвешенные частицы парафина. При контакте пузырька с поверхностью трубы частицы парафина соприкасаются со стен-кой и откладываются на ней. В дальнейшем процесс отложения парафина нарастает вследствие его гидрофобности. На стенке трубы образуется слой из кристаллов парафина и пузырьков газа. Чем менее газонасыщен этот слой, тем большую плотность он имеет. Поэтому более плотные отложения обра-зуются в нижней части подъемных труб, где пузырьки газа малы и обладают большей силой прилипания к кристаллам парафина и стенкам трубы.
Влияние скорости движения газожидкостной смеси
Интенсивность образования АСПО во многом зависит от скорости те-чения жидкости. При ламинарном характере течения, то есть низких скоро-стях потока, формирование АСПО происходит достаточно медленно. С ро-стом скорости (при турбулизации потока) интенсивность отложений вначале возрастает. Дальнейший рост скорости движения газожидкостной смеси ве-дет к уменьшению интенсивности отложения АСПО: большая скорость дви-жения смеси позволяет удерживать кристаллы парафина во взвешенном со-стоянии и выносить их из скважины. Кроме того, движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем объясняется резкое уменьшение отло-жений в интервале 0-50 м от устья скважины. При больших скоростях дви-жения поток смеси охлаждается медленнее, чем при малых, что также замед-ляет процесс образования АСПО.
Влияние шероховатости стенок труб
Состояние поверхности труб влияет на образование отложений. Мик-ронеровности являются очагами вихреобразования, разрыва слоя, замедли-телями скорости движения жидкости у стенки трубы. Это служит причиной образования центров кристаллизации отложений, прилипания кристаллов парафина к поверхности труб, блокирования их движения между выступами и впадинами поверхности. В случае, когда значение шероховатости поверх-ности труб соизмеримо с размером кристаллов парафина, либо меньше его, процесс образования отложений затруднен.
Влияние электризации
Процесс образования АСПО носит адсорбционный характер. Адсорб-ционные процессы сопровождаются возникновением двойного электрическо-го слоя на поверхности контакта парафина с газонефтяным потоком. При механическом нарушении равновесного состояния данного слоя на поверх-ности трубы или слоя парафина появляются некомпенсированные заряды статического электричества, то есть происходит электризация как поверхно-сти трубы, так и поверхности кристаллов парафина, что усиливает адгезию парафина к металлу.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Руководствуясь вышеперечисленным можно сделать следующие выводы.
Характерной особенностью нефтей Харьягинского месторождения является высокое содержание парафина. К специфическим свойствам относится проявление ими при определенных термобарических условиях структурно-механических свойств, отличных от свойств ньютоновских жидкостей. Исследования структурно-механических свойств нефтей проводились в Печорнипинефти и ВНИИ. Сопоставление полученных результатов по максимальным температурам, при которых нефти начинают проявлять свойства, отличные от ньютоновских жидкостей, с результатами изучения температуры насыщения нефти парафином и температуры застывания нефтей показывает достаточно хорошее соответствие этих величин. Температура начала проявления механических свойств несколько ниже температуры насыщения нефти парафинами, которые в свою очередь несколько выше температуры застывания нефти. При сравнительно высоких температурах (25-40 оС) нефти Харьягинского месторождения начинают проявлять структурно-механические свойства, ниже этих температур эффективная вязкость нефтей резко возрастает вплоть до потери текучести.
При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются асфальтосмолистые и парафиновые отложения (АСПО). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению межремонтного периода (МРП) работы скважин и эффективности работы насосных установок.
На образование АСПО оказывают существенное влияние:
• снижение давления на забое скважины 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.
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.
Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по предупреждению образования отложений и их удалению.
Одним из перспективных направлений предотвращения АСПО в стволе добывающих скважин является нагрев суточного дебита скважины до температуры выше температуры кристаллизации парафина по всему стволу скважины с максимальной глубины выпадения АСПО, которая в условиях Харьягинского месторождения она достигает 1500м.
Для такого нагрева используется электрокабельная установка ЭКУ «Фонтан», которая предназначена для депарафинизации нефтедобывающих скважин, работающих от глубинных насосов типа ЭЦН или газлифта, а также в фонтанирующих скважинах .
ЭКУ работает в самых сложных условиях, полностью очищая скважины от парафина. Она применима также в полностью закупоренных парафином скважинах и обеспечивает им надежную работоспособность.
Работа ЭКУ частично зависит от влияния различных климатических зон, так как в условиях северных широт широко распространены зоны с вечной мерзлотой до глубины 400м, активно влияющих на температурный режим скважин, а следовательно в этих районах требуется применение более мощных установок с глубиной до 1500м.
Подбор ЭКУ производится для каждой конкретной скважины исходя из условий ее эксплуатации и режима работы.
Из приведенных выше данных видно что использование греющего кабеля экономически выгодно на скважинах с производительностью до 50 м3 . Затраты на проведение депарафинизации этих скважин существующими методами, проведение текущих ремонтов по причине запарафинивания лифта НКТ, внутрисменные потери в добыче по причине аварий со скребком значительно выше. Применение греющего кабеля полностью исключает применение других методов депарафинизации.
Согласно проведенных расчетов основные потери температуры добываемой жидкости до 15 С происходит в интервале вечномерзлых пород от 400м до поверхности в связи с чем необходимо пересмотреть конструкцию скважины оборудованной ГК, а именно использовать термокейс для перекрытия данного интервала и предотвращения передачи тепла от жидкости к окружающим породам. Это приведет к уменьшению потребления электроэнергии греющего кабеля и предотвратит нарушения поверхностных условий теплообмена между грунтами и стволом скважины которые могут повлечь за собой за собой активизацию ряда процессов способных, при определенных условиях, повлиять на устойчивость устья скважины.
Промысловые испытания ЭКУ «Фонтан» выявили ряд недостатков при эксплуатации его в условиях Харьягинского месторождения.
- не доработана конструкция СУ. После остановки скважины оператору ДНГ запрещено открывать СУ, это связано с тем, что конструкция станции не отвечает нормам техники безопасности (оператор имеет доступ к силовой части станции управления). Необходимо вывести показания работы ЭКУ на наружную часть СУ. Оборудовать прибором контроля за изоляцией кабеля
- завязать работу ЭКУ со СУ УЭЦН для автоматического отключения кабеля при останове ЭЦН.
- изоляционный материал кабеля не предназначен для работы в климатических условиях месторождения. При проведении СПО происходит нарушение изоляции по причине ее растрескивания, что приводит к его частичной или полной отбраковке. Согласно паспортных данных работы по СПО могут производиться при температуре окружающего воздуха не ниже –20С. Опыт показал, что нарушение изоляции происходит уже при –10С.
- необходимо оборудование ГК более надежными датчиками показания температуры и отслеживать ее по всей длине кабеля.