Содержание к диссертации
Введение
1 Состояние техники и технологии очистки от АСПО трубных систем нефтяных промыслов 8
1.1 Парафин и его физико-химические свойства 8
1.2 Механизм образования и отложения парафина 9
1.3 Методы борьбы с АСПО в скважинах при добыче нефти 14
1.4 Механические способы очистки парафина 17
1.5 Борьба с АСПО с использованием тепловых методов 22
1.6 Применение растворителей для удаления АСПО 23
1.7 Экономические показатели различных методов борьбы с АСПО 26
1.8 Цели и задачи диссертационной работы 28
2 Исследования распространения волн давления жидкости, излучаемых гидрогенератором, по длине ,колонны труб (трубопровода) и влияния их на депарафинизацию 30
2.1 Затухание гидродинамических волн (ГДВ) в каналах со слоем АСПО 31
2.1.1 Общее уравнение распространения ГДВ с учетом внешнего демпфирования 32
2.1.2 Ламинарное течение в цилиндрическом канале ньютоновской жидкости 33
2.1.3 Турбулентное течение в цилиндрическом канале ньютоновских жидкостей 42
2.1.4 Интенсивность затухания и глубина распространения ГДВ в колонне НКТ (в скважине) или в трубопроводе 45
3 Разработка конструкции и лабораторные исследования пульсаторов для очистки от АСПО скважинного оборудования и трубных систем 48
3.1 Обоснование частоты и типа рабочих элементов пульсатора 48
3.2 Конструктивная схема пульсатора, оснащенного рычажным механизмом 51
3.3 Конструктивная схема наземного пульсатора 53
3.4 Принципиальная схема рабочих элементов пульсатора 55
3.5 Расчетная схема рабочих элементов пульсатора 57
3.6 Уравнение движения пульсатора и его анализ 58
3.7 Лабораторные исследования пульсатора 74
3.7.1 Стенд для исследования работы пульсатора 74
3.7.2 Оснащение стенда необходимой измерительной аппаратурой 75
3.8 Основные параметры рабочих элементов пульсатора 80
3.9 Результаты измерений частоты и амплитуды колебаний пульсатора 81
4 Промысловые испытания пульсатора 91
4.1 Подготовка технологического оборудования для проведения работ по удалению АСПО из НКТ и нефтесборных труб с применением гидродинамических волн 91
4.2 Технология проведения работ по очистке АСПО с применением пульсатора глубинно-насосного оборудования добывающих скважин и трубопроводов 92
4.3 Технологическая схема и оборудование для пульсированной промывки скважинного оборудования УШГН и УЭЦН 95
4.4 Очистка АСПО трубопровода с применением пульсатора 98
Список литературы 104
- Механизм образования и отложения парафина
- Ламинарное течение в цилиндрическом канале ньютоновской жидкости
- Конструктивная схема пульсатора, оснащенного рычажным механизмом
- Технология проведения работ по очистке АСПО с применением пульсатора глубинно-насосного оборудования добывающих скважин и трубопроводов
Введение к работе
На современном этапе в нефтедобывающей промышленности одной из важных проблем является очистка от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) внутрискважинного оборудования, выкидных линий, замерных устройств, промысловых нефтепроводов, насосных установок, оборудования подготовки нефти при добыче парафинистой нефти.
Парафиноотложения наблюдаются как при фонтанном, так и при механизированном способах добычи нефти. Образование отложений приводит к уменьшению добычи нефти, сокращению межремонтных периодов работы скважин, а в ряде случаев отложения настолько значительны, что затрудняют сам процесс эксплуатации месторождения. Особенно актуальной для нефтегазовой отрасли России проблема очистки от отложений становится на поздней стадии разработки, характеризующейся падением объемов добычи нефти и увеличением обводненности добываемой продукции при низких текущих коэффициентах нефтеотдачи пластов.
Причины образования и отложения АСПО в нефтепромысловом оборудовании и трубных системах следующие: снижение температуры в\ пласте; снижение температуры и давления по длине трубных систем; интенсивное газовыделение; изменение скоростей движения жидкости; состояние поверхности труб и др.
Для борьбы с парафинизацией скважинного оборудования и трубных систем применяются различные методы предупреждения и удаления отложений: механические, тепловые, химические, комбинированные и нетрадиционные методы.
Очистка от АСПО различными способами отличается затратами и эффективностью. Затраты на очистку тепловым методом больше в 10 раз, чем при очистке скребком. Обеспечение полноты очистки поверхности трубных систем и сокращения расходов на проведение обработок возможно на основе углубленных теоретических и экспериментальных исследований. Цель работы. Создание низкочастотного гидродинамического пульсатора для повышения эффективности очистки от отложений нефтепромысловых трубопроводов.
Основные задачи исследования
1 Анализ техники и технологии, применяемой для очистки от АСПО труб нефтяных промыслов.
2 Аналитические исследования затухания амплитуды гидродинамических волн давления в колонне НКТ и наземном трубопроводе с учетом трения жидкости о стенки труб.
3 Разработка способа и технических средств для очистки от АСПО трубных систем с применением гидродинамических процессов.
4 Лабораторные исследования работы и уточнение оптимальных параметров рабочих элементов пульсатора.
5 Промысловое испытание технологии очистки трубопроводных систем от АСПО с применением гидродинамических волн.
Методы решения поставленных задач
Аналитические исследования с применением методов классических положений- современной гидродинамики и теоретической механики. Конструкторская проработка новых технических решений, исследование движения рабочих элементов, изготовление, лабораторные и промысловые испытания и анализ их результатов.
Научная новизна
1 На основе анализа распространения колебательных процессов в запарафиненном трубопроводе, впервые аналитически установлены и исследованы механизм применения пульсатора и диапазон частот гидродинамических волн (0,1 — 10 Гц) для эффективной очистки от АСПО насосно-компрессорных труб и промысловых нефтепроводов.
2 Получено аналитическое выражение, позволяющее определить величину движущей гидравлической силы рычажного механизма в зависимости от геометрических размеров рабочих элементов пульсатора. З На основе проведенных теоретических и экспериментальных исследований выявлены основные закономерности влияния параметров потока жидкости и рычажного механизма на амплитудно-частотную характеристику пульсатора и устойчивость излучения волн.
Практическая ценность
1 Предложены способы и конструкции пульсаторов, рабочим элементом которых является рычажный механизм, обеспечивающие очистку АСПО трубных систем с применением гидродинамических волн.
2 Экспериментально и теоретически определены основные размеры рабочих элементов пульсатора.
3 В ТУДНГ ОАО АНК «Башнефть» внедрен пульсатор для очистки трубопровода, который повысил эффективность удаления АСПО на 40 %.
Основные защищаемые положения
1 Расчет распространения волн давления жидкости по длине НКТ и трубопровода с учетом трения жидкости о стенки труб.
2 Определение оптимальной частоты пульсатора для депарафинизации нефтепровода.
3 Результаты анализа уравнения движения рабочих элементов пульсатора.
4 Новые технические решения для очистки АСПО с применением гидродинамических волн.
5 Результаты стендовых и промысловых испытаний пульсатора.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались:
- на пятой межрегиональной научной конференции СЕВКАВГТУ «Студенческая наука-экономике России» (г. Ставрополь, 2005 г.);
- уральской горно-промышленной декаде (г.Екатеринбург, 4-14 апреля 2005 г.);
- IV Всесоюзной научно-методической конференции «ЭВТ в обучении и моделировании» ( г.Бирск, 2006 г.); - Международной научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового дела» (г. Уфа, 2006 г.);
- Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 2007 г.);
- Всероссийской научной конференции «Современные технологии нефтегазового дела» (г. Уфа, 2007 г.) Публикации. Основные положения диссертации изложены в 10 печатных работах, в том числе отражены в 1 патенте.
Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, списка литературы из 135 наименований; содержит 116 страниц машинописного текста, в том числе 27 рисунков, 9 таблиц.
Механизм образования и отложения парафина
К первым обстоятельным исследованиям в этой области следует отнести работы Рестли, опубликованные им в 1932-1942 гг. [134, 135] и признанные за рубежом как наиболее авторитетные. Причины выпадения парафина из нефти Рестли видит в уменьшении растворимости парафина за счет снижения температуры нефти при отдаче тепла в окружающую среду, а также в результате разгазирования.
Эту точку зрения разделяет и Браун. Развивая основные положения теории Рестли, в своей работе [132] Браун отмечает, что присутствующие в нефти механические примеси в значительной мере интенсифицируют рост парафиновых гранул и увеличивают скорость образования парафиновых отложений.
Одной из первых отечественных работ, в которой более или менее четко высказано мнение о способе накопления отложений на поверхности оборудования, является работа А.Д. Амирова [6]. Освещая опыт борьбы с отложениями парафина на Бакинских промыслах, автор считает, что их образование в фонтанно - компрессорных и глубинно - насосных скважинах связано с осаждением на стенках оборудования отделившейся в твердую фазу части парафина.
Первой крупной работой в области борьбы с отложениями парафина следует считать работу П.П. Галонского [39].
В этой работе впервые поднимается вопрос о флотации кристаллов парафина пузырьками выделяющегося из нефти попутного газа.
В работах [89] автор впервые четко формирует понятие о двух механизмах формирования смоло-парафиновых отложений. В частности, Н.Н. Непримеров считает, что для более ясного понимания явлений в процессе отложения парафина необходимо учитывать тот факт, что они обусловлены двумя совершенно различными механизмами, один из которых связан с выпадением парафина из нефти, а другой относится к осаждению уже выпавшего парафина на поверхности труб.
Несколько позже С.Ф. Люшин, В.А. Рассказов, Д.М. Шейх-Али, P.P. Иксанова, Е.П. Линьков [73] рассматривают уже три механизма парафинизации оборудования, причем два из них - для фонтанной колонны и один - для манифольдных линий. В частности, авторы пишут, что в скважинах можно рассматривать два механизма отложения парафина: один обычный - выкристаллизовыванием твердой фазы из насыщенного раствора; другой связан с возникновением газовых пузырьков и их поведением при подъеме жидкости.
В одной из своих последних работ [75] С.Ф. Люшин и Н.Н. Репин снова возвращаются к точке зрения о запарафинивании оборудования за счет кристаллов парафина, взвешенных в потоке нефти. Аналогичную точку зрения определенно высказывает в одной из своих последних работ и В.А. Рассказов [104].
В одной из своих работ [60] Ю.В. Капырин и Г.Ф. Требин также отмечают, что в общем случае нельзя отождествлять процесс кристаллизации парафина из нефти с процессом осаждения парафина на поверхности труб, считая, что возникновение отложений обязано осаждению на стенках оборудования уже готовых кристаллов парафина, взвешенных в объеме нефти.
Рассматривая работы различных авторов об исследовании механизма формирования смолопарафиновых отложений, выполненные до 1970 года нетрудно заметить, что с небольшими отклонениями все они группируются вокруг трех основных направлений: 1 Первая, наиболее многочисленная группа авторов считает, что в отложениях парафина участвуют именно те кристаллы и их скопления, которые возникли в нефти и затем приклеились к стенкам оборудования.2 Вторая группа признает особую роль газовых пузырьков. 3 Третья группа считает, что отложения возникают за счет кристаллов парафина, выросших непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности, а также кристаллов, которые могли войти в состав отложений чисто механически.
В работах [120, 122] приводятся результаты исследований по разработке способов борьбы с отложениями парафина и выбор материалов для защитных покрытий.
Закономерности кристаллизации высокомолекулярных парафинов и формирования АСПО приводятся в работе [ 54 ].
Ламинарное течение в цилиндрическом канале ньютоновской жидкости
Полученные в настоящем разделе решения соответствуют переносу по столбу жидкости в скважине, требуемых для решения большинства технологических задач достаточно мощных гидродинамических волн давления (ГДВ), вызывающих виброперемещения жидкости относительно стенок волновода. При слабой интенсивности излучаемых ГДВ, используемых, например, для виброизмерений, влияние трения жидкости о стенки волновода сказывается меньше, а при измерениях в открытых емкостях или водоемах доминирующим становится влияние сил внутреннего трения в самой жидкости и глубина распространения ГДВ возрастает. Анализ влияния только сил внутреннего трения в жидкости на глубину распространения ГДВ подробно рассмотрен в многочисленной учебной литературе, поэтому в настоящем разделе не приводится. Ограничимся, в связи с указанным, анализом распространения только достаточно мощных ГДВ в скважине и в длинных трубопроводах амплитудой гидродинамического давления не менее десятых долей мегаПаскаля. На рисунке 2.1 представлена построенная по формуле (2.9) картина затухания ГДВ на интервале трубопровода (в колонне труб) длиной L = 600 м с внутренним диаметром d = 63,5 мм = 0,0635 м и толщине слоя АСПО перед промывкой 8Аспо = 5 мм ((Г = 0,0635 - 2 0,005 = 0,0535 м). Параметры прокачиваемой через участок трубопровода от скважины (с дебитом Q = 40 т/сут = 0,545 10" м /с ) до групповой установки нефти: плотность р = 850 кг/м ; вязкость т = 16 мПа с Как видно из приведенного графика, глубина необходимого для обеспечения тех или иных технологических процессов проникновения ГДВ даже субинфразвукового диапазона частот не превышает нескольких сот метров. Следовательно, стационарные наземные или скважинные гидрогенераторы целесообразно использовать только (или преимущественно) в субинфра- или инфразвуковых диапазонах частот.
При небольшой длине трубопровода в отдельных частных случаях удовлетворительным может оказаться и использование ГДВ в нижних областях звукового диапазона. Высокочастотные ГДВ следует использовать только при наложении их на низкочастотные. На нижнем конце колонны НКТ в скважине лучше использовать низкочастотный пульсатор. 1. На основе проведенных аналитических исследований получена зависимость затухания амплитуды гидродинамических волн с учетом трения жидкости о стенки труб, обеспечивающая определение минимально допустимого расстояния между генераторами, с целью эффективной виброобработки колонны НКТ или наземного трубопровода: - периодической при очистки от АСПО; - стационарной для снижения интенсивности отложения АСПО. 2. Эффективные частоты гидродинамических волн для очистки от АСПО промысловых труб составляет 0,1-1,0 Гц. Скважинное оборудование: НКТ, плунжерный насос, штанги, скребки, электроцентробежный насос и другое оборудование опускают на глубину до 1500 м и более, длина устьевого трубопровода до замерного устройства составляет до 3000 м и более. При разработке пульсатора необходимо определить потребную частоту возбуждаемых колебаний. Дальность распространения колебаний жидкости зависит от частоты генерируемых колебаний пульсатора. Известно, что звуковые частоты колебаний жидкости быстро затухают, а низкочастотные, распространяются дальше.
По результатам аналитических исследований второй главы пульсатор для очистки от асфальтосмолистых и парафиновых отложений скважинного оборудования и нефтепроводов пульсированным методом должен иметь частоты до 10 Гц. В нефтепромысловом деле применяются пульсирующие устройства (рисунок 3.1): 1) использующие энергию упругих волн от источника, расположенного на устье скважины; 2) использующие энергию прокачиваемой жидкости. В устройствах, использующих энергию прокачиваемой жидкости, в качестве рабочих элементов применяются различные устройства. Показатели, характеризующие гидравлические вибраторы, создающие пульсацию жидкости следующие: 1) величина амплитуды и частоты колебаний; 2) устойчивость работы;
Конструктивная схема пульсатора, оснащенного рычажным механизмом
Пульсатор, оснащенный рычажным механизмом, предназначен для очистки от парафина трубных систем при добыче нефти фонтанным способом или установками УЭЦН, УСШН, УНВП и нефтесборных трубопроводов. На рисунке 3.2 приведена конструктивная схема пульсатора, оснащенного рычажным механизмом. Пульсатор, оснащенный рычажным механизмом, состоит из корпуса 1, переводника 2 и 3. Внутри корпуса неподвижно установлена втулка 4, в которой установлены клапан 5 при помощи оси 6, кривошип 7, соединенный с клапаном 5 с пальцем 8, ползун 10 с кривошипом 7 соединен штифтом 9. Ползун 10 подпружинен пружиной 11. Втулка 4 имеет отверстие 12 и окна 13, через которые пропускаются хвостовики 14 двухступенчатого поршня 75, образующего с перегородкой 16 замкнутое пространство. Двухступенчатый поршень 15 подпружинен пружиной 19, имеет упор 17, уплотнения 20 и 21. Отверстие 22 служит для соединения затрубного пространства с замкнутым пространством, образованным перегородкой 16 и двухступенчатым поршнем 15. На рисунке 3.3 окно 13 условно показано без хвостовика. Устройство устанавливается в колонне НКТ на месте начала отложения парафина.
При отсутствии парафина в НКТ при установленном рабочем режиме двухступенчатый поршень 15 за счет выбранной жесткости пружины занимает нижнее положение, хвостовик 14 фиксирует в нейтральном положении кривошип 7 (рисунок 3.3). При этом пульсатор не создает пульсацию жидкости. При отложении парафина выше пульсатора давление жидкости действующей на нижнюю плоскость поршня 15 повышается, при этом двухступенчатый поршень 15 занимает верхнее положение, хвостовик 14 освобождает кривошип 7. При этом клапан 5 и связанный с ним кривошип 7 начинают совершать колебания за счет гидравлических сил потока жидкости, после чего возбуждаются гидродинамические волны. После очистки НКТ выше пульсатора давление снижается над двухступенчатым поршнем, хвостовик 14 занимает положение, показанное на рисунке 3.3. На данное устройство получен патент № 2287665. Устройство также может применяться для пульсированной очистки от парафина наземных трубопроводов. С использованием кривошипного клапанного устройства вышеприведенного механизма создан наземный вариант пульсатора.
Для очистки от АСПО наземных трубопроводов с применением гидродинамических волн создан наземный пульсатор. Конструктивная схема данного устройства приведена на рисунке 3.4. Устройство состоит из корпуса 1, внутри которого размещен конус 2, который крепится к корпусу переводником 3. Упор 4 снабжен стойкой 5, которая в нижней части имеет резьбу, в верхней части - квадратное сечение. На ось упора 4 посажено червячное колесо 6. Стойка 5 снабжена гайкой 8, которая с выступами входит в паз упора 7. На гайку 8 опирается пружина 9. Втулка 10, установленная на пружине, имеет выступ 11. Рычаг 12 в нижней части опирается на выступ 11, в верхней части - соединяется с клапаном 13 штифтом 14. Клапан 13, в свою очередь, соединен с корпусом 1 осью 15. Для привода червячного колеса служит червяк 16, который установлен на опорах 17 и 18. При нагнетании удалителя под действием гидравлических сил система «клапан-кривошип-пружина» занимает последовательно положение, показанное на рисунке 3.5, тем самым возбуждаются колебания удалителя АСПО. Амплитуда и частота колебания давления удалителя регулируются сжатием пружины 9 червячным механизмом пульсатора. Разработанный пульсатор можно использовать: - для превентивной очистки работающего нефтепровода от АСПО; - для периодической очистки нефтепровода; - для периодической очистки работающих нефтепроводов.
Технология проведения работ по очистке АСПО с применением пульсатора глубинно-насосного оборудования добывающих скважин и трубопроводов
Установку АДПМ и обе автоцистерны устанавливают на расстоянии не ближе 25 м от устья скважины, с наветренной стороны и кабинами, повернутыми от устья. Расстояние от автоцистерн с нефтью до АДПМ должно быть не менее 10 м, а расстояние между автоцистернами должно быть не менее 1 м. Нагнетательный трубопровод АДПМ, включающий пульсатор, перед производством работы должен быть опрессован на давление полуторакратное от максимального ожидаемого. Обе автоцистерны с нефтью подсоединяют параллельно к гребенке мягкими гофрированными шлангами длиной не менее 10 м, а гребенка к приему АДПМ — жесткой линией. Подачу нефти в обрабатываемое пространство необходимо производить непрерывно в полном объеме. При производстве работ контролируют давление, скорость закачки горячей нефти.
Количество нефти, необходимой для проведения горячей обработки глубинно-насосного оборудования добывающих скважин, определяется суммой двукратного внутреннего объема подвески насосно-компрессорных труб и кольцевого пространства между подвеской НКТ и эксплуатационной колонной. Объем прокачиваемой нефти должен быть не менее двукратного объема выкидной линии до врезки в сборный нефтепровод. Объем удалителя АСПО, необходимый для промывки лифтов, теоретически определяется на основании количества АСПО, отложившихся на стенках НКТ, и концентрации насыщения удалителем АСПО по зависимости где Vp - объем растворителя, м ; Q - количество АСПО, т; Сн- концентрация насыщения удалителем АСПО (определяется по лабораторным данным); А - коэффициент, учитывающий снижение активности растворителя.
Количество нефти, необходимой для проведения горячей обработки нефтепроводов, определяется двукратным объемом обрабатываемого участка нефтепровода. Эффективность обработок скважин горячей нефтью, оборудованных УЭЦН, определяется спуском шаблона в НКТ, а скважин, оборудованных УШГН - снятием динамограммы трубопроводов по снижению давления. Горячая пульсированная обработка нефтесборного трубопровода скважин производится после выполнения следующих подготовительных работ: - остановить скважину; - закрыть задвижки на устье скважины, чтобы исключить возможность закачки горячей нефти в насосно-компрессорные трубы; - установить спецтехнику согласно рисунку 4.1 - обвязать АДПМ с трубопроводом, опрессовать линию нагнетания на полуторакратное рабочее давление. Закачку горячей нефти в нефтепроводы и скважины проводить непрерывно с наименьшей производительностью насоса и при температуре на выходе из АДПМ: - для нефтепроводов (кроме ГПМТ) не ниже 120 С; - и скважин, оборудованных УШГН, не ниже 120 С; - для скважин, оборудованных УЭЦН, до 80С в зависимости от марки кабеля, указанной в паспорте. Для большей эффективности горячих обработок глубинно-насосного оборудования скважин и нефтепроводов, рекомендуется добавлять перед обработкой в товарную нефть ингибитор парафиноотложения. На рисунке 4.2 приведена технологическая схема для пульсированной промывки скважинного оборудования УСШН и УЭЦН. Схема позволяет провести кольцевую и центральную промывку скважины. При кольцевой промывке скважинного оборудования УЭЦН жидкость циркулирует следующим образом: насосный агрегат 1\ нагнетательная линия 2; обратный клапан 3; пульсатор 5\ соединительная линия 6; задвижка 7; кольцевое пространство 10; глубинный насос И; НКТ 9. Обработку скважинного оборудования УШГН также осуществляют таким же образом. Эффективность обработки определяют по увеличению дебита скважин. При центральной системе пульсированной очистки скважины - от парафина горячей нефтью с ШГН необходимо сорвать всасывающий клапан невставного насоса или сорвать вставной насос с конусных заплечиков замковой опоры и тем самым разгерметизировать скважину. Пульсированная промывка скважин, оборудованных ЭЦН, по центральной схеме возможна при оснащении НКТ над насосом, управляемым циркуляционным клапаном. Существующие циркуляционные клапаны имеют ряд недостатков. Поэтому в работе разрабатывалась конструктивная схема управляемого циркуляционного клапана. На рисунке 4.3 показана конструктивная схема управляемого клапана. Устройство состоит из составного корпуса 1, который выполнен заодно с цилиндром 4. Корпус устанавливается на колонне НКТ при помощи переводников 2 и 3. В цилиндре 4 размещен поршень 5, который снабжен уплотнителем 6. Поршень 5 подпирается втулкой 8, который имеет канал 7, сообщающий подпоршневую полость с затрубным пространством. В корпусе 1 предусмотрены два отверстия 9 и 10.
Похожие диссертации на Разработка низкочастотного гидродинамического пульсатора для повышения эффективности очистки от асфальтосмолопарафиновых отложений нефтепромысловых трубопроводов
