Методы борьбы с АСПО

Тип:
Добавлен:

Введение

скважина смолистый парафиновый отложение

На многих месторождениях нефти добыча осложняется асфальто-смолистыми и парафиновыми отложениями (АСПО), образующимися на поверхности нефтепромыслового оборудования и в призабойной зоне скважин. В результате уменьшается живое сечение лифтовых колонн, приводящее к снижению их пропускной способности, уменьшается текущий дебит скважин, снижается их продуктивность и, в конечном счете, коэффициент нефтеотдачи пласта.

Интенсивность отложений при добыче парафинистых нефтей зависит от свойств и состава нефти, физических параметров потока, характеристики поверхности оборудования. Необходимым условием образования парафиновых отложений является снижение температуры потока ниже температуры насыщения.

Методы борьбы с АСПО можно разделить на механические, химические, тепловые, физические и комбинированные. В сравнении со всеми остальными методами механические методы являются наиболее действенными и дешевыми, что не мало важно при стремлении к сокращению затрат.

1. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин, осложненных формированием АСПО

Рисунок 1.1 - Распределение скважин по типу эксплуатации

Таким образом, на рисунке 1.1, из 100% скважин (130 скважин), 54,5% от общего фонда (71 скважин) не осложненны формированием АСПО. 27% скважин (35 скважин) оборудованных УШГН, и 18,5% (24 скважины) скважин оборудованных УЭЦН осложненны формированием АСПО.

Рисунок 1.2 - Распределение скважин по приводу штангового насоса

Из рисунка 1.2 видно, что 60% скважин, оборудованы приводами штангового насоса типа ПНШ. При этом 11,4% ПШГНТ, также 5,7% скважин приводами балансирного типа, механического действия, с преобразующим механизмом, типа СКДР, СК и СКД, 2,7% СКР, и 11,4% ПНШТ.

Рисунок 1.3 - Распределение УШГН по типу насоса

Из рисунка 1.3 видно, что наибольшее количество скважин, 40% оборудовано вставными насосами типа 125-RHAM, и малая часть 2,9% трубными насосами типа 125-THM, 125-THMT, 225-ТНМТ.

Рисунок 1.4 - Распределение УЭЦН по типу насоса

Таким образом, 16,7% скважин оборудовано насосами типа ЭЦНМ5-60, ЭЦН5-50 - максимальное значение, и 4% насосами типа ЭЦН5-125, ЭЦНА5-30 - минимальное значение.

Рисунок 1.5 - Распределение УШГН по глубине спуска насоса

Из рисунка 1.5 видно, что большинство скважин, оборудованных УШГН, имеют большие глубины спуска насоса в интервале 1050-1250 м.

Рисунок 1.6 - Распределение УЭЦН по глубине спуска насоса

Из рисунка 1.6 видно, что 41,7% скважин имеют глубину спуска насоса в интервале 1190-1290 м - максимальное значение, и минимальное 4,2% в интервале 990-1190 м, 1390-1490 м.

Таким образом, из проведенного анализа фонда скважин, осложненных формированием АСПО, ЦДНГ-1 на Матросовском месторождении, можно сделать вывод, что основная доля 27%, имеет тип эксплуатации УШГН с приводом штангового насоса типа ПНШ, со вставным насосом типа 125-RHAM, а 18,5% приходится на скважины оборудованные УЭЦН.

2. Анализ режимов работы скважин, осложненных формированием АСПО

Рисунок 2.1 - Распределение УШГН по обводненности

Из рисунка 2.1 видно, что 45,7% скважин добывают малоообводненную продукцию - 0-40%. 11,4% среднеобводненную - 40-80%. Остальные 42,9% скважин высокообводненную - 80-100%.

Рисунок 2.2 - Распределение УЭЦН по обводненности

Из рисунка 2.2 видно, что 54,2% скважин добывают высокообводненную продукцию - 80-100%. 29,2% среднеобводненную - 40-80%. Остальные 16,7% скважин малообводненную - 0-40%.

Рисунок 2.3 - Распределение скважин по числу качаний

Из рисунка 2.3 видно, максимальное значение - 25,7% скважин эксплуатируются с числом качаний 1,5-4,5, минимальное - 2,9% с 6,5-7,5.

Рисунок 2.4 - Распределение скважин по длине хода

Из рисунка 2.4 видно, что 62,9% скважин с максимальной длиной хода 2-3 м, и 37,1% с минимальной 1-2 м.

Рисунок 2.5 - Распределение УШГН по дебиту нефти

Из рисунка 2.5 видно, что 80% скважин являются малодебитными от 0-5 т/сут. 17,1% являются среднедебитными - от 5-30 т/сут, и 2,9% высокодебитными - более 30 т/сут.

Рисунок 2.6 - Распределение УЭЦН по дебиту нефти

Из рисунка 2.6 видно, что 41,7% скважин являются малодебитными - от 0-5 т/сут. 37,5% являются среднедебитными - от 5-30 т/сут, и 20,8% высокодебитными - более 30 т/сут.

Рисунок 2.7 - Распределение УШГН по дебиту жидкости

Из рисунка 2.7 видно, что 67,6% скважин являются среднедебитными - от 5-35 м3/сут. 29,7% скважин являются малодебитными - до 5 м3/сут, и 2,7% высокодебитными - более 35 м3/сут.

Рисунок 2.8 - Распределение УЭЦН по дебиту жидкости

Из рисунка 2.8 видно, что 58,3% скважин являются малодебитными - 0т 40 - 80 м3/сут. 25% скважин являются среднедебитными - от 80-120 м3/сут, и 16,7% высокодебитными - более 120 м3/сут.

Таким образом, анализируя данные гистограммы, можно сказать, что УШГН, осложненные формированием АСПО, работают при максимальной длине хода и минимальным числом качаний. Большую часть скважин малообводненные (45,7% от общего фонда), и высокообводненные (42,9% от общего фонда), имеют средний дебит по жидкости (5-35 м3/сут) и малый дебит по нефти (до 5 т/сут). УЭЦН, осложненные формированием АСПО в основном высокообводненные (80% от общего фонда), высокодебитные по жидкости (40-80 м3/сут), и малодебитные (41,7% от общего фонда) и высокодебитные (37,5% от общего фонда) по нефти.

Характеристика состава и физико-химических свойств нефти

Исследование физико-химических свойств пластовых нефтей проводилось по пластовым пробам в отделе исследования нефтей ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ - 5М, ХРОМ-5.

Поверхностные пробы исследовались в нефтесырьевой лаборатории ВНИИУСа согласно ГОСТам: плотность нефти - ГОСТ-3900-85, содержание серы-ГОСТ-377-15, вязкость-ГОСТ-377-66, разгонка по Энглеру-ГОСТ-2177-66, содержание в нефти парафина определялось по методике ВНИИНП.

Краткая характеристика пластовой нефти по воробьевскому горизонту приводится в таблице 2.1.1; компонентный состав разгазированной и пластовой нефти в таблице 2.1.2; физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти в таблице 2.1.3.

Исследование свойств нефти воробьевского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 3 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 5 проб, следующие: давление насыщения - 10,1 МПа, газосодержание-67 м3/т, объемный коэффициент - 1,176, динамическая вязкость составляет 3,89 мПас. Плотность пластовой нефти-696 кг/м3, сепарированной-819 кг/м3. По даннм анализов поверхностных проб нефть воробьевского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы - 1,31% масс. и парафина - 1,9% масс. нефть является сернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 20°С составляет 6,1 м2/с.

Таблица 2.1.1 - Свойства пластовой нефти

НаименованиеВоробьевский горизонтКоличество ИсследованныхДиапазон измененияСреднее значениескважинпроба) Нефть Давление насыщения газом, МПа Газосодержание, при однократном разгазировании, м3/т Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли единиц Газосодержание при диференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Суммарное газосодержание, м3/т Плотность, кг/м3 Вязкость, мПас Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед. 3 4 3 не опр. не опр. 3 3 3 5 5 5 не опр. не опр. 5 5 5 9,4-10,7 49,85-110,62 1,2051-1,2752 не опр. не опр. 660,29-793,47 3,8-4,01 1,060-1,272 10,1 67 1,212 не опр. не опр. 696,0 3,89 1,176

Таблица 2.1.2 - Компонентный состав разгазированной и пластовой нефти

НаименованиеВоробьевский горизонтпри однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условияхПри дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условияхПластовая нефтьнефтьнефтьоднократное разгазированиедифференциальн разгазирование%% масс.%% моль%% масс.%% моль%% масс.%% моль%% масс.%% мольСероводород Углекислый газ Азот+редкие в том числе: Гелий Метан Этан Пропан i-Бутан n-Бутан i-Пентан n-Пентан Гексан+высшие Гептан Остаток (С8+высшие) Молекулярная масса Плотность: газа, кг/м3 газа относительная (по воздуху), доли ед. нефти, кг/м30 0 0 не опр. 0,01 0,08 0,48 0,20 0,97 0,76 1,39 96,12 188,2 819,00 0 0 не опр. 0,117 0,501 2,049 0,648 3,141 1,982 3,626 87,936 188,2 819,0не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр.не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр.0 0,020 1,360 не опр. 1,560 2,030 3,580 0,610 2,040 1,250 1,960 85,600 124,52 696,00 0,057 6,044 не опр. 12,110 8,406 10,111 1,307 4,371 2,157 3,383 52,055 124,5 696,0не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр.не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр. не опр.

Таблица 2.1.3 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

НаименованиеВоробьевский горизонтКоличество ИсследованныхДиапазон измененияСреднее значениескважинпробВязкость динамическая, мПа٭с при 20ºС 50ºС Вязкость кинематическая, 10-6 м2/с при 20ºС 50ºС Температура застывания, ºС Температура насыщения парафином, ºС 3 не опр. не опр. не опр. 2 не опр. 3 не опр. не опр. не опр. 2 не опр. 4,26-7,0 не опр. не опр. не опр. 17-19 не опр. 6,1 не опр. не опр. не опр. 18 не опр.Массовое содержание, %Серы Смол Силика- гелевых Асфальтенов Парафинов Солей Воды Мехпримесей3 3 3 3 не опр. не опр. не опр.3 3 3 3 не опр. не опр. не опр.1,3-1,33 5,23-6,25 0,69-1,8 1,01-2,04 не опр. не опр. не опр.1,31 6,05 1,2 1,9 не опр. не опр. не опр.Температура плавления парафина, ºСне опр.не опр.не опр.не опр.Объемный фракций, %Н.к. 100ºС до 150ºС до 200ºС до 300ºС до 350ºС3 не опр. 3 3 не опр.3 не опр. 3 3 не опр.10,5-15,0 не опр. 25,4-34,0 49,0-55,0 не опр.12,3 не опр. 29,5 50,5 не опр.Классификация нефти: средняя, сернистая

3. Общая характеристика АСПО. Основные факторы, влияющие на формирование АСПО

Асфальто-смоло-парафиновые отложения представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70% мас.), асфальто-смолистых веществ (АСВ) (20-40% мас.), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.

Парафины - углеводороды метанового ряда от C16H34 до С64Н130. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют (ГОСТ 11851-85) на:

малопарафиновые - менее 1,5% мас.;

парафиновые - от 1,5 до 6% мас.;

высокопарафиновые - более 6% мас.

Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе.

Высокомолекулярные парафины - церезины (от С37Н74 до C53H108) отличаются более высокой температурой кипения, большими молекулярной массой и плотностью.

Асфальтены - порошкообразные вещества бурого или коричневого цвета, с плотностью более единицы, массовое содержание которых в нефти достигает 5,0%. В асфальтенах содержится (% мас.): углерода - 80,0-86,0, водорода - 7,0-9,0, серы - до 9,0, кислорода - 1,0-9,0 и азота - до 1,5. Они являются наиболее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений тяжелых компонентов нефти.

Нефтяные дисперсные системы относят к классу коллоидов, в которых АСПВ диспергированы в мальтеновой среде. Очевидно, что физико-химичческие и технологические свойства нефтей во многом обусловлены межмолекулярным взаимодействием в системах «асфальтены-смолы» и «мальтены-смолы-асфальтены».

Смолы и асфальтены обладают следующими особенностями:

1.химические и физико-химические процессы с участием АСВ носят коллективный характер. Асфальтены не являются индивидуальными компонентами, а образуют ассоциативные комбинации, в центре которых локализованы стабильные свободные радикалы;

2.возникновение сольватной оболочки из диамагнетиков является непременным условием существования парамагнитных частиц в растворах. Образование сольватных оболочек ослабляет силы притяжения парамагнитных молекул и препятствует их рекомбинации в результате теплового движения;

.смолы состоят из диамагнитных молекул, часть которых способна переходить в возбужденное триплетное состояние или подвергаться гомолизу. Поэтому смолы являются потенциальным источником асфальтенов;

4.свойства АСВ определяются не элементным составом, а прежде всего, степенью межмолекулярного взаимодействия компонентов.

Таблица 3.1 содержание асфальтенов, смол и парафинов на Матросовском месторождении

Эксплуатационный обьектАсфальтены, %Смолы, %Парафины, %Воробьевский горизонт1,86,254,0

Выделяют две стадии образования и роста АСПО. Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности. На второй стадии происходит осаждение на покрытую парафином поверхность более крупных кристаллов.

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.

Влияние давления на забое и в стволе скважины. Когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это способствует выделению из нее парафинов. Равновесное состояние может нарушаться как в пласте, так и в скважине, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.

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 эксплуатационной колонны. В колонне НКТ, выше насоса, можно выделить две зоны. Первая - непосредственно над насосом: здесь давление резко возрастает и становится больше давления насыщения. Вероятность отложения в этой зоне минимальна. Вторая - зона снижения давления до давления насыщения и ниже, где начинается интенсивное выделение парафина.

В фонтанных скважинах при поддержании давления у башмака равным давлению насыщения выпадение парафина следует ожидать в колонне НКТ.

Как показано на практике, основными промысловыми объектами, в которых наблюдается 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.

Влияние газовыделения. Лабораторными исследованиями показано, что на интенсивность образования парафиноотложений оказывает влияние процесс выделения газовых пузырьков в потоке смеси. Известно, что газовые пузырьки обладают способностью флотировать взвешенные частицы парафина. При контакте пузырька с поверхностью трубы частицы парафина соприкасаются со стенкой 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 образуются 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 течения жидкости. При ламинарном течении формирование АСПО происходит достаточно медленно.

С ростом скорости (при турбулизации потока) интенсивность отложений вначале возрастает. Дальнейший рост скорости движения газожидкостной смеси ведет к уменьшению интенсивности отложения АСПО: большая скорость движения смеси позволяет удерживать кристаллы парафина во взвешенном состоянии и выносить их из скважины. Кроме того, движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем объясняется резкое уменьшение отложений в интервале 0-50 м от устья скважины. При больших скоростях движения поток смеси охлаждается медленнее, чем при малых, что также замедляет процесс образования АСП.

Влияние шероховатости стенок труб. Состояние поверхности труб влияет на образование отложений. Микронеровности являются очагами вихреобразования, разрыва слоя, замедлителями 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. Когда значение шероховатости поверхности труб соизмеримо с размерами кристаллов парафина либо меньше их, процесс образования отложений затруднен.

Влияние температуры в пласте и 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 температуры по стволу скважины существенно влияет на парафинообразова-ние и зависит от:

интенсивности передачи тепла от движущейся по стволу скважины жидкости окружающим породам. Теплопередача зависит от градиента температур жидкости и окружающих скважину пород и теплопроводности кольцевого пространства между подъемными трубами и эксплуатационной колонной;

расширения газожидкостной смеси и ее охлаждения, вызванного работой газа по подъему жидкости.

4. Характеристика и анализ эффективности применяемых методов предотвращения и удаления АСПО

К фонду скважин, осложненному формированием асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПВ), относятся скважины, эксплуатирующие девонский горизонт, с обводненностью продукции менее 99% при наличии одного или нескольких перечисленных ниже критериев:

в скважине применяется любой из методов защиты от АСПО (механический, химический, комбинированный и т.д.),

в течении последних пяти лет выполнен определенный объем подземных ремонтов при причине отложений АСПВ (в НКТ или насосе), наличие отложений, выявленных в процессе подъема ГНО, без осложняющих последствий (должно производиться подтверждение лабораторными исследованиями),

наличие отложений АСПВ в устьевой арматуре или выкидном нефтепроводе,

происходит постепенное увеличение максимальной и уменьшение минимальной нагрузок на головку балансира станка-качалки (должно производиться подтверждение промысловыми исследованиями) или периодическое «зависание» штанговой колонны.

С осложнениями АСПО на Матросовском месторождении применяются методы:

) механические (применение скребков, установленных на штангах)

Для категории скважин, в которых зона отложений начинается выше насоса и состав АСПО преимущественно парафинового типа, наиболее дешевым и технологически эффективным является применение механического метода борьбы с АСПО, заключающегося в применении в составе штанговой колонны в зоне отложений штанг со скребками в сочетании с применением в канатной подвеске привода штанговращателя.

Очистка поверхностей НКТ происходит при возвратно-поступательном и вращательном движении скребка. Промысловая практика показывает, что применение скребков и скребков-центраторов весьма эффективно и этот метод следует считать приоритетным при выборе способов предотвращения осложнений, связанных с АСПО в НКТ и на штанговой колонне. При применении механического метода борьбы с АСПО с использованием скребков-центраторов необходимо учитывать и возможность проявления в определенных условиях некоторых негативных последствий, обусловленных увеличением напряжений в штангах при движении объемных скребков-центраторов в вязкой среде. Увеличение максимальной и уменьшение минимальной нагрузки приводит к увеличению приведенного напряжения цикла и в ряде случаев может привести к некоторому снижению ресурса работы штанговой колонны в скважинах, продукция которых склонна к образованию стойких, высоковязких эмульсий. В таких скважинах число скребков-центраторов должно быть минимально необходимым.

Рисунок 4.1 - Распределение скребков-центраторов

На Матросовском месторождении применяют 85,7% наплавленные скребки - центраторы производства НГДУ «ИН», диаметр которых равен 56 мм, и 14,3% наплавленные производства НГДУ «БН» с диаметром 54 мм.

) химические (промывки растворителями, применение ингибиторов)

В скважинах, в которых наиболее дешевые механические методы не достаточно эффективны, в частности, когда в составе АСПО преобладают смолы и асфальтены, зона отложений смещена на прием насоса или начинается непосредственно над насосом и т.д., возникает необходимость в применении более дорогих методов борьбы с АСПО, в том числе химических. На Матросовском месторождении применяются, такие растворители как дистиллат и Миапром.

Моющее действие дистиллята основано на избирательном растворении смолопарафиновой составляющей АСПО, при этом остальные компоненты диспергируются и выносятся на поверхность потоком нефти или промывочной жидкости при промывке.

Необходимость проведения профилактических обработок определяется исходя из защищенности скважины от АСПО, по графику проведения обработок, составленному и утвержденному на год.

На скважинах, оборудованных ШГН, профилактические обработки дистиллятом производят на работающих скважинах с коэффициентом подачи не менее 0,5 при увеличении нагрузки на головку балансира на 25-30%.

На скважинах, оборудованных УЭЦН, профилактические обработки проводят при снижении дебита на 20-25% или увеличении нагрузки на электродвигатель на 15%.

Необходимость проведения обработки дистиллятом эксплуатационых колонн от АСПО при ремонте скважины определяется в процессе первого подъема глубинно-насосного оборудования по наличию АСПО на наружной поверхности НКТ, при непрохождении шаблонов до запланнированного интервала эксплуатационной колонны и по решению комиссии в случае отсутствия альтернативного метода очистки. Закачка дистиллята в скважину осуществляется по герметизированной системе.

Перед обработкой скважины дистиллятом необходимо определить наличие циркуляции в скважине закачкой технологической жидкости и при отсутствии обработка скважины не допускается. Для определения наличия циркуляции, продавки и промывки дистиллята и растворенных АСПО использовать технологическую жидкость, облагороженную ПАВ (МЛ-81Б - для слабоминерализованной жидкости, ФЛЭК-ДГ-002-для сильноминераллизованной).

В качестве моющего средства на Матросовском месторождении используется препарат МЛ-81Б. МЛ-81Б представляет собой многокомпонентную смесь анионных и неионногенных синтетических ПАВ разного химического строения взятых в строго определенном весовом соотношении.

К химическим методам борьбы с АСПО относится также применение ингибиторов: СНПХ-7214, СНПХ-7215, СНПХ-7253, СНПХ-7941, СНПХ-7920М с дозировкой 50-200 г. на 1 т добываемой нефти. Ингибиторы, используемые для предупреждения образования АСПО, являются гидрофилизаторами поверхности оборудования и диспергаторами асфальтенов, смол и парафинов. При постоянной дозировке такого химического реагента в скважину на изначально чистой поверхности оборудования создается гидрофильная пленка, препятствующая формированию на нем отложений. Одновременно такой реагент оказывает диспергирующее действие на твердую фазу смоло-парафиновых веществ, что способствует беспрепятственному выносу их потоком жидкости. Для предупреждения формирования отложений парафина на поверхности НКТ применяются реагенты-депрессаторы, предотвращающие рост кристаллов и образование структур с плотной упаковкой молекул твердых углеводородов. Препятствовать отложениям парафина могут также реагенты-модификаторы, изменяющие кристаллическую структуру парафинов в процессе их фазового перехода. Ингибитор может подаваться в скважину при помощи забойных и устьевых дозаторов, а также периодической закачкой в затрубное пространство.

) тепловые

К тепловым методам относятся в первую очередь тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 50ºС и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений, или необходимо вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины. На Матросовском месторождении используют технологии с применением горячей нефти или воды.

) применение защитных покрытий (полимерные покрытия)

На Матросовском месторождении применяют полимерное эпоксидное покрытие (ПЭП). Это тонкопленочное покрытие, его толщина приблизительно составляет 350 мкм.

Применение защитных покрытий эффективно лишь в том случае, если будет полностью изолирован интервал парафинизации. Однако, на поздней стадии разработки происходит расширение зоны парафинизации, ее смещение вглубь скважины, в призабойную зону и в зону насоса. Следовательно, применение защитных покрытий в качестве превентивной меры может лишь частично решить проблему. Эффективность применения труб с полимерными покрытиями в качестве самостоятельной меры на осложненных АСПО скважинах с УСШН недостаточна [6].

К мерам по предотвращению образования АСПО в скважинном оборудовании относятся:

подбор и установление режима откачки, обеспечивающего оптимальную степень

дисперсности водонефтяного потока;

применение скважинных насосов с увеличенным проходным сечением клапанов;

снижение динамического уровня в скважине (при этом уменьшается отвод тепла от НКТ, поскольку теплопроводность газа в затрубном пространстве намного ниже, чем жидкости);

увеличение глубины погружения насоса (увеличивает температуру на приеме насоса);

применение дозируемой подачи на прием скважинного насоса химических реагентов, подбираемых с учетом состава АСПО, свойств продукции и режимов эксплуатации скважины.

При решении вопроса о целесообразности применения метода предотвращения АСПО с использованием подачи химических реагентов забойными дозаторами необходимо учитывать следующие обстоятельства. Химические реагенты, как правило, дороги, и тенденции к снижению их стоимости не наблюдается. Как показала практика, метод технологически эффективен только при применении новых НКТ. Существующие способы очистки бывших в употреблении НКТ не обеспечивают требуемой степени очистки поверхности труб. Если в составе колонны оказываются трубы, бывшие в употреблении, применение дозаторов не обеспечивает защиты от АСПО и оказывается чисто затратным делом.

Предотвращению отложений парафина и асфальто-смоло-парафиновых веществ в скважинном оборудовании может способствовать повышение температуры продукции скважины в результате ее подогрева перед насосом, например скважинным стационарным электронагревателем. Однако, в связи с высокой стоимостью нагревателей и кабеля, а также и с учетом того обстоятельства, что в результате потерь тепла в окружающую среду зона повышенной в результате подогрева температуры продукции скважины распространяется не более, чем на 300 м по длине НКТ, - применение метода требует тщательной экономической оценки с учетом конкретных условий.

При выборе способа удаления АСПО необходимо иметь в виду следующее. Инженерно-технологическая служба НГДУ должна планировать и осуществлять мероприятия направленные на предотвращение и ликвидацию АСПО с учетом конкретных геолого-физических условий, свойств продукции скважины, состава АСПО, особенностей данной стадии разработки месторождения, наличия тех или иных технических средств, химических реагентов и т.д. Интегральными критериями при выборе метода являются экономические критерии, в частности годовые затраты при использовании данного метода в расчете на скважину. Несмотря на отмеченную необходимость индивидуального подхода к конкретным скважинам, все же определенные обобщенные рекомендации исходя из накопленного в ОАО «Татнефть» опыта могут быть сделаны.

5. Разработка усовершенствованной конструкции

Предлагаемое усовершенствование конструкции прошло экспериментальные испытания в условиях НГДУ «Южарланнефть», в ходе которых показало положительные результаты.

Если в семидесятые годы прошлого века, когда началось обводнение сырья с образованием водонефтяной эмульсии и появилась потребность в дозировочных насосах по закачке деэмульгаторов и ингибиторов коррозии через АГЗУ проходило по несколько десятков, а то и сотен тонн нефти, но теперь 40-50 тонн на АГЗУ - большая редкость. Преимущественно АГЗУ пропускает 5-15 тонн нефти в сутки, но есть АГЗУ, где нефти проходит и менее 5 тонн в сутки.

В пересчете расхода деэмульгаторов на нефть при удельных расходах 70-80 грамм на тонну нефти суточный расход на многих дозировочных установках составит менее 1 литра в сутки (например, 5 тонн нефти в сутки, на 75 грамм на тонну нефти равняется 375 грамм в сутки).

В настоящее время АГЗУ, на которое поступает мало нефти, но в эмульсионном режиме, и на которую необходимо производить дозировку де эмульгаторов, в НГДУ «Южарланнефть» колеблется в пределах 40-50 штук. Типовые насосы НД даже те, которые по паспорту должны качать минимум 0,8 литра в сутки, фактически не могут качать менее 3,5 литров реагента в сутки.

В механической мастерской ПРЦЭО НГДУ «Южарланнефть» было принято решение изменить конструкцию типового насоса НД и в условиях цеха его собрать. Данный модернизированный насос может минимально качать 0,35 литра реагента в сутки. Достоверно испытанный насос в настоящее время работает на СУН Наратово, и в течение года обеспечивает дозу 0,350-0,450 л/сут.

Для уменьшения производительности насоса до требуемых объемов (0,4-0,7 л/сут) было принято решение - уменьшить частоту ходов плунжера, путем увеличения передаточного отношения привода насоса.

Дня этого на приводную часть типового насоса НД была установлена приводная часть такого же насоса, но, предварительно удалив у него гидравлическую часть (цилиндр, шток, КШМ), причем червячные колеса были подобраны от другого тихоходного редуктора с числом зубьев Zi =50. При этом получился насос с приводной частью, состоящей из двух червячных редукторов (рисунок 5.1).

Рисунок 5.1 - Насос - дозатор адаптированный к изменению дебита скважин

В процессе сборки выяснилось, что вал от типового насоса НД оказался несколько короче для передачи крутящего момента, для этого был изготовлен новый присоединительный фланец, который также служит корпусом подшипника с уплотнительной манжетой.

На переделанный редуктор в обычном положении закрепили типовой электродвигатель.

После сборки установки, опытным путем была определена величина дозирования жидкости, она составляла от 0,350 до 1,5 литра в сутки в зависимости от длины хода плунжера.

Вопрос эффективности от применения установки, по сути, будет направлен на предмет рационального использования реагента, при улучшении эффекта от применения.

Переделка насоса не требует больших затрат рабочего времени. Для этого в механической мастерской ПРЦЭО собирается привод насоса и устанавливается в АГЗУ на место без изменения обвязки и схемы электропитания.

Уменьшение числа качаний насосов также благоприятно отражается на работе деталей, увеличивается срок службы деталей. К тому же следует отметить, что данные насосные установки всегда работают в постоянном режиме в АГЗУ, т.е. без периодических включений, в отличие от стандартных насосов НД 10/100 и др., это в свою очередь благоприятно сказывается на работе электродвигателя (отсутствие больших пусковых моментов на валу электродвигателя). Кроме того процесс смешивания де эмульгатора с нефтяной жидкостью идет постоянно.

. Расчет на прочность и долговечность

Обоснование геометрических характеристик. Расчет подачи насоса-дозатора

Рассчитаем теоретическую подачу насоса-дозатора типа НД10/100 при максимальном и минимальном рабочем ходе плунжера.

Теоретическая подача плунжерного насоса определяется по формуле, м3/ч:

Q = η0*k*F*a*S*n*60, (2)

где F - площадь плунжера, м2;

S - ход поршня, м;

n - число оборотов вала эксцентрика насоса, об/мин;

η0 = 0,9 - коэффициент подачи;

k = 1 - число рабочих камер;

а = 1 - коэффициент, учитывающий уменьшение рабочей площади поршня цилиндра

Площадь плунжера насоса определяется по формуле, м2

F = π*D2/4, (3)

где D = 0,012 м - диаметр плунжера насоса.

Число оборотов вала эксцентрика насоса определяется через передаточное число редуктора по формуле:

n = nдв/ ίр, (4)

где nдв= 1450 об/мин - частота вращения ротора двигателя;

ίр - передаточное число редуктора, которое определяется по формуле

ίр = z2 / z1, (5)

где z2 = 29 - число зубьев червячного колеса;1 = 2 - число витков червяка

ίр = 29 / 2 = 14,5.

Определим число оборотов вала эксцентрика

n = 1450 / 14,5 = 100 об/мин

Найдем площадь плунжера

F = π * 0,0122 / 4 = 11,3*10-5 м2

Найдем минимальную и максимальную подачи насоса НД 10/100 по формуле 2, принимая минимальную рабочую длину хода плунжера равной 4 мм, а максимальную равной 16 мм.

Qмин = 0,9*1*11,3*10-5*1*4*10-3 *100*60 = 2,575*10-3 м3

Qмакс= = 0,9*1*11,3*10-5*1*16*10-3 *100*60 =10,3*10-3 м3

Из расчетов видно, что даже минимальная подача насоса-дозатора НД10/100 Qмин = 2,575 л/ч не удовлетворяет заданным параметрам закачки деэмульгатора, что привело к созданию адаптированного насоса - дозатора на базе насоса НД10/100.

Теперь рассчитаем теоретическую подачу насоса-дозатора адаптированного к малым дебитам скважин.

В данном насосе изменен редуктор поэтому передаточное число будет находится по формуле

ίр = ί1-2* ί3-4, (6)

где ί1-2 - передаточное число первой червячной передачи

ί1-2 = z2 / z1, (7)

где z2 = 50 - число зубьев червячного колеса;1 = 1 - число витков червяка

ί1-2 = 50/1 = 50

Найдем передаточное число второй червячной передачи

ί3-4 = z4 / z3, (8)

где z4 = 50 - число зубьев второго червячного колеса;3 = 1 - число витков второго червяка.

Теперь найдем передаточное число редуктора:

ίр = 50*50 = 2500

Определим число оборотов вала эксцентрика

n = 1450 / 2500 = 0,58 об/мин

Отсюда находим минимальное и максимальное значения подачи переделанного насоса, м3

Qмин = 0,9*1*11,3*10-5*1*4*10-3 *0,58*60 = 0,015*10-3 м3

Copyright © 2018 WorldReferat.ru All rights reserved.