Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ условий образования аспо в процессе добычи нефти 11
1.1 Факторы, влияющие на интенсивность образования АСПО 14
1.2 Анализ распределения скважин, осложненных АСПО, по месторождениям НГДУ «Чекмагушнефть» 15
1.3 Исследование компонентного состава нефти и асфальтосмолопарафиновых соединений осложненных скважин . 18
1.4 Анализ распределения асфальтосмолопарафиновых веществ по высоте лифтовых труб скважины 26
1.5 Изучение растворимости АСПО в растворителях в лабораторных условиях 30
1.5.1 Методика экспресс-анализа отложений с ГНО по элементарному составу 30
1.5.2 Методика оценки растворяющей и удаляющей способности растворителя АСПО 33
1.5.3 Анализ результатов лабораторных исследований по оценке растворения АСПО в промышленных растворителях 35
1.6 Экспресс-анализ степени растворения скважинных АСПО в различных химических реагентах 44
1.7 Оценка концентрации растворителя при скважинной обработке и определение влияния концентрации на эффективность растворителя 45 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 1 50
2 Исследование эффективности удаления аспо отложений органическими растворителями 51
2.1 Анализ эффективности применения растворителей для удаления скважинных отложений асфальтосмолопарафина 51
2.1.1 Объемы применения растворителей АСПО за 2010-2012 годы 51
2.2 Оценка эффективности обработок осложненных скважин органическими растворителями . 52
2.2.1 Методика сравнительного анализа эффективности по группам скважин . 52
2.2.2 Значимые факторы эффективности применения растворителей на скважинах 56 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 2 67
3 Совершенствование способов количественной оценки и удаления аспо в лифтовых трубах скважины 68
3.1 Количественная оценка АСПО в лифтовых трубах скважины. Существующее положение . 68
3.2 Конструкция и принцип действия способа количественной оценки АСПО в лифтовых трубах 69
3.3 Повышение эффективности методов удаления АСПО с внутренней поверхности колонны лифтовых труб с помощью растворителей 73
3.3.1 Конструкция и принцип действия способа адресной закачки растворителя АСПО под пакер колонны НКТ 74
3.3.2 Конструкция и принцип действия способа адресной доставки реагента в контейнер под глубинным насосом 76
3.3.3 Технология заполнения колонны НКТ растворителем с устья скважины 80
3.3.4 Конструкция и принцип действия способа адресной доставки реагента для промывки глубинного электроцентробежного насоса 83
3.4 Совершенствование способов удаления АСПО комбинированием физико-химических, механических и тепловых методов 87
3.4.1 Оценка изменения температур скважинной жидкости в зависимости от глубины скважины 87
3.4.2 Исследование зависимости растворяющей способности растворителя от температуры 90
3.4.3 Конструкция и принцип действия способа адресной доставки растворителя с предварительным нагревом. Комбинирование физико-химических и тепловых методов удаления АСПО 91
3.4.4 Совершенствование технологии удаления АСПО с помощью скребкового устройства. Комбинирование физико-химических и тепловых методов удаления АСПО . 95
3.5 Эксплуатация скважин с отложениями АСПВ с помощью регулирования производительности глубинного электроцентробежного насоса 100
ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 3 106
4 Совершенствование способов определения местоположения, количественной оценки и удаления аспо в системе нефтесбора 107
4.1 Определение местоположения и количественная оценка АСПО в системе нефтесбора. Существующее положение 108
4.2 Совершенствование способа определения местоположения и количественной оценки АСПО в системе нефтесбора 110
4.2.1 Теоретические предпосылки создания технологии оценки отложений 110
4.2.2 Конструкция и принцип действия способа определения местоположения и оценки объема отложений в трубопроводе 111
4.2.3 Применение новой технологии оценки отложений на действующем нефтесборном трубопроводе . 114
4.3 Совершенствование способа удаления АСПО в системе нефтесбора... 118
4.3.1 Конструкция и принцип действия способа динамического воздействия на отложения в трубопроводе .
4.3.2 Исследование эффективности технологии динамического воздействия на АСПО в лабораторных условиях . 120
4.3.3 Промысловые испытания способа динамического воздействия на АСПО нефтепровода УПСВ «Кадырово» – НСП «Манчарово» . 121 Выводы по главе 4 124
Основные выводы 125
Список сокращений и условных обозначений . 127
Список литературы 128
Приложения 140
- Исследование компонентного состава нефти и асфальтосмолопарафиновых соединений осложненных скважин
- Оценка эффективности обработок осложненных скважин органическими растворителями
- Конструкция и принцип действия способа адресной доставки реагента в контейнер под глубинным насосом
- Применение новой технологии оценки отложений на действующем нефтесборном трубопроводе
Введение к работе
з
Актуальность темы
Актуальной проблемой для нефтедобывающих компаний является борьба с осложнениями, возникающими из-за асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Отложение асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) происходит в основном из-за снижения температуры добываемой жидкости при подъеме ее на поверхность, уменьшения давления среды до давления насыщения нефти газом и ниже при транспортировке флюида от забоя скважины до установок подготовки нефти.
Отложение АСПВ на глубинно-насосном оборудовании и в трубопроводах системы нефтесбора ведет к уменьшению дебита скважин, снижению наработки на отказ (ННО) оборудования скважин, росту давления в системе нефтесбора и, в конечном итоге, приводит к увеличению количества ремонтов скважин и себестоимости добываемой нефти.
Существуют разнообразные методы, направленные на удаление АСПО: тепловые (обработка горячей нефтью, паром, реагентами при взаимодействии с которыми протекают экзотермические реакции, электронагрев), механические (скребки), физико-химические (растворители). Наибольшее распространение в нефтедобывающих управлениях получили физико-химические методы удаления АСПО. Как показал анализ физико-химических методов воздействия, наибольшее распространение в нефтегазодобывающих управлениях получила технология подачи растворителя в межтрубное пространство добывающих скважин. Так, на примере нефтегазодобывающего управления (НГДУ) «Чекмагушнефть» ежемесячно данным способом обрабатывалось 38 % осложненного фонда скважин. Недостатком данной технологии является разбавление подаваемого растворителя с продукцией скважины до подхода его к очагу отложений АСПВ. В итоге снижается растворяющая способность химического реагента, увеличивается расход растворителя и время обработки скважины. Недостаточно изучены геолого-физические и технологические
4 факторы, оказывающие влияние на успешность рассматриваемой технологии скважинной обработки растворителем. Решение этих задач позволит повысить эффективность обработок АСПО растворителем.
Не менее важными вопросами при удалении АСПО из лифтовых труб и внутрипромысловых трубопроводов является установление места и объема отложений перед подачей химических реагентов. Существующие методы определения местоположения и количественной оценки АСПО продолжительны во времени, особенно применительно к скважинам, и не нашли широкого использования в нефтедобыче, что приводит к нерациональному расходу растворителя.
В диссертационной работе приводятся результаты исследований
эффективности применяемых методов количественной оценки и способов
доставки химических реагентов до АСПО и предложены новые,
усовершенствованные методики количественной оценки отложений и способы
эффективного удаления отложений промыслового парафина
на глубинно - насосном оборудовании (ГНО), в лифтовых трубах нефтяных скважин, в системе сбора и подготовки нефти. Представлены результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, обосновывающих эффективность новых и усовершенствованных методов и технологий борьбы с АСПО.
Цель работы
Повышение эффективности удаления АСПО в скважинном оборудовании и нефтесборных трубопроводах на основе совершенствования методов количественной оценки отложений и доставки углеводородных растворителей к АСПО.
Основные задачи исследований
1. Изучение влияния концентрации углеводородного растворителя в нефти на эффективность химического реагента.
2. Оценка степени влияния технологических факторов на успешность
скважинных обработок подачей растворителя АСПО в межколонное
пространство скважины.
3. Совершенствование способов количественной оценки АСПО
в лифтовых трубах добывающих скважин и в нефтесборных трубопроводах.
-
Разработка способов доставки химических реагентов для удаления АСПО в зону приема скважинного насоса и в колонну лифтовых труб.
-
Улучшение способов удаления отложений АСПО в нефтесборных трубопроводах.
Методы решения задач
Поставленные в работе задачи решались путем проведения лабораторных и промысловых экспериментов и анализа полученных результатов. Исследования экспериментальной и нефтепромысловой информации проводились с использованием вероятностно-статистических методов.
Научная новизна
1. Для растворителей СНПХ-7870, при обработке АСПО скважин
Саитовского нефтяного месторождения, с содержанием: парафинов 29,68 %
масс, смол 11,6 % масс, асфальтенов 7,34 % масс, растворяющая способность
углеводородного растворителя снизилась с 82,3 % до 8,5 % при изменении его
концентрации в нефти со 100 % до 20 %.
-
Впервые получено аналитическое решение задачи оценки объема отложений в трубопроводе определением взаимосвязи между скоростью потока V, расходом Q и изменением проходного сечения трубопровода - S.
-
Установлено, что при динамическом воздействии растворителями СНПХ - 7870 и Сонпар - 5402 на асфальтосмолопарафиновые отложения Саитовского нефтяного месторождения, время растворения отложений сократилось не менее чем в 2 раза.
Практическая ценность и реализация работы
-
Способ очистки глубинного насоса и колонны лифтовых труб (патент РФ № 2445448), позволяющий сократить расход химического реагента в среднем в 2 раза, внедрен на 5-ти скважинах Кушнаренковского, Саитовского, Нурского и Чекмагушевского нефтяных месторождений НГДУ «Чекмагушнефть».
-
Способ оценки объема отложений в трубопроводе (патент РФ № 2445545), позволяющий сократить время количественной оценки в 4 раза, внедрен на нефтяных месторождениях НГДУ «Чекмагушнефть».
-
Способ удаления отложений с нефтесборного трубопровода (патент РФ № 2460594), позволяющий сократить время обработки химическим реагентом отложений в 2 раза, внедрен на нефтяных месторождениях НГДУ «Чекмагушнефть».
На защиту выносятся: результаты теоретических, экспериментальных и аналитических исследований, технические и технологические решения, направленные на совершенствование методов количественной оценки и способов удаления АСПО в лифтовых трубах скважины и нефтесборных трубопроводах.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на научно - технической конференции «Повышение качества строительства скважин», (г.Уфа, 2010 г.), научно-практической конференции «Промышленная безопасность на объектах нефтегаздобычи. Техническое диагностирование и экспертиза» (г.Уфа, 2011 г.), международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г.Уфа, 2011 г.), научно-практической конференции «Нефтегазовые технологии и новые материалы» (г.Уфа, 2012 г.), кафедре «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» ФГБОУ ВПО УГНТУ, технических советах, совещаниях в ООО «Башнефть - Добыча» и его структурных подразделениях.
7 Публикации
Основные результаты диссертации опубликованы в 15 научных трудах, из них 2 статьи в рецензируемом научном журнале, рекомендованном ВАК Министерства образования и науки РФ, получено 8 патентов на изобретения.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов, списка использованных источников из 107 наименований и 7 приложений. Текст работы изложен на 156 страницах, включая 27 рисунков, 28 таблиц.
Исследование компонентного состава нефти и асфальтосмолопарафиновых соединений осложненных скважин
Лабораторные исследования [106] компонентного состава нефти проводились по продукции и отложениям следующих скважин, осложненных АСПО, месторождений НГДУ «Чекмагушнефть» ООО «Башнефть-Добыча»:
- Саитовское месторождение – скв. № 3405, 3581, 3544, 3547;
- Ахтинское месторождение – скв. № 104МРТ, 61АБЛ, 5015;
- Чекмагушевское месторождение – скв. № 176. Отобранные пробы отложений проанализированы по экспресс-методике в лаборатории ТТНД ЦНИПР НГДУ «Чекмагушнефть» ООО «Башнефть – Добыча».
В таблице 1.2 и на рисунке 1.2 представлены данные по составам нефти и АСПО осложненных скважин.
Нефти данных скважин являются малопарафинистыми (содержание парафина от 0,08 до 1,40% масс, в среднем – 0,75% масс), смолистыми (содержание селикагелевых смол от 5,56 до 15,03% масс, в среднем 11,91%), содержание асфальтенов от 2,00 до 9,62% масс, в среднем – 5,28%.
Содержание парафинов в АСПО изменяется от 2,30 до 49,14% масс, в среднем составляя 27,05% масс; содержание смол – от 5,69 до 18,30% масс, в среднем 10,04% масс; содержание асфальтенов – от 2,42 до 7,95% масс, в среднем – 4,69% масс. Содержание водорастворимых солей в АСПО изменяется от 6,87 до 13,81% масс, в среднем составляя 10,22% масс; содержание карбонатов, сульфидов, окислов – от 2 до 3,7% масс, в среднем 3,17% масс; содержание сульфатов, гипса - от 0 до 0,62% масс, в среднем – 0,4% масс, нерастворимого осадка - от 15,01 до 22,29% масс, в среднем – 18,04% масс.
Количество отобранных по месторождениям и площадям проб хорошо соотносится с фондом добывающих скважин, осложненных наличием АСПО в глубинном насосе и колонне лифтовых труб. Как правило, пробы отложений отбираются работниками НГДУ по двум причинам:
- для подтверждения скважины в соответствующем фонде;
- для подбора ингибитора и растворителя АСПО из новых партий с последующей оценкой эффективности в опытно-промысловых испытаниях.
В таблицах 1.3, 1.4 и 1.5 и на рисунках 1.3, 1.4 и 1.5 даны статистические параметры исследуемых выборок данных по пробам отложений за 2010 – 2012 годы. Основное внимание в исследованиях этих проб уделено АСПО, поэтому было определено распределение доли АСПО в составе отобранных проб по интервалам группирования с шагом в 10% по 2010 году и в 13,5% в последующие 2011 и 2012 годы. Количество интервалов группирования определена, и построение гистограмм проведено согласно работе [35].
Сводные статистические показатели и распределение всех проб в количестве 364-х по содержанию АСПО даны в таблице 1.6. и на рисунке 1.6.
Анализ обобщенных данных позволяет сделать следующий вывод: За рассмотренный период времени доля асфальтосмолопарафиновых соединений в отбираемых пробах незначительно выросла с 67,8% до 70,2%. Рост доли АСПВ в отложениях можно объяснить интенсификацией добычи нефти в 2010 – 2012 годах Саитовском, Чекмагушевском, Илишевском месторождениях и Имянлекулевской площади Манчаровского месторождения. Общеизвестно, что интенсивность образования отложений из асфальтенов, смол и парафинов при прочих равных условиях связана, прежде всего, с ростом массопереноса нефти, содержащей эти тяжелые компоненты. Поэтому небольшой рост доли АСПО в отложениях очевиден при росте добычи нефти из данных месторождений.
После анализа и обобщения данных по составу АСП в скважинных отложениях исследовано распределение АСПВ по высоте колонны лифтовых труб скважины. Для изучения распределения АСПО по высоте колонны лифтовых труб пробы отложений были отобраны во время подземного ремонта скважин с внутренней поверхности НКТ с разных глубин. По 16 скважинам нефтепромыслов №3; №4; и №5 результаты таких отборов представлены на рисунке 1.7 и в таблице 1.7. В подавляющем большинстве скважин асфальтосмолопарафиновые соединения наряду с остальными значимыми соединениями отложений (водорастворимые соли и мехпримеси) распределены по высоте лифтовых труб достаточно равномерно (11 наблюдений из 16 или 68,8%). В двух скважинах содержание АСПО в отложениях с приближением к устью скважины повышается, а именно: по скважине №341 Имянлекулевской площади с 47% до 84%, а по скважине 81 АБЛ такой рост равен с 62% до 84%. В трех скважинах: №№ 103 и 1369 Имянлекулевской площади, 4238 Тузлукушевского месторождения содержание АСПО при подъеме от насоса к устью скважины снижается соответственно на 45,0, 20,1 и 20,0%. Анализ результатов исследований показал, что процесс выпадения тяжелых компонент из добываемой и транспортируемой по лифтовым трубам нефти согласуется с общепринятой теорией трансформации нефти при ее движении от продуктивного пласта до стадии товарной нефти [34, 35, 36, 37, 40,49]. Данные показали, что состав АСПО неоднороден для скважин одного месторождения.
Оценка эффективности обработок осложненных скважин органическими растворителями
Рассмотрим предложенный алгоритм оценки эффективности на примере обработок в феврале 2012 года по 89 скважинам НГДУ «Чекмагушнефть». Надежная промысловая информация и данные скважинных исследований для статистической обработки собраны на 23 марта 2012 по 85 скважинам и приведены в таблице 2.2. В первую группу вошли 54 скважины, во вторую – 9. Средние характеристики по этим выделенным группам сведены в таблицу 2.2.
Проведенные исследования показали, что параметры в группах после обработки растворителем меняются следующим образом (рисунок 2.1):
1 Максимальная нагрузка на полированный шток в первой группе снижается в среднем на 4,4%, а во 2-ой повышается на 14,7%.
2 Минимальная нагрузка на полированный шток в первой группе повышается в среднем на 17,9%, а во второй группе снижается на 45,0%.
3 Степень наполнения насоса в среднем по 1-й группе повысилась на 8,4%, а во второй группе понизилась на 10,4%.
4 Средний дебит по жидкости по первой группе вырос с 17,1 до 17,4 м3/сут (1,7%), а по 2-й группе понизился с 18,2 до 17,1 м3/сут (6%).
5 Средний Ндин в первой группе остался на уровне 1092-1097 м, по второй группе – поднялся с 1275 до 1258 м (1,3%). Из приведенных данных видно, что группы по эффекту от применения растворителя существенно отличаются по таким параметрам, как максимальная нагрузка и минимальная нагрузка на полированный шток, степень наполнения насоса. Дебиты скважин выросли по 32 скважинам, это выше чем за последние месяцы 2011 года.
По приведенной методике была собрана геолого-промысловая информация по всем обработкам, проведенным в НГДУ «Чекмагушнефть» в период с мая 2010 года по июль 2012 года. Результаты проведенного анализа эффективности обработок приведены в таблице 2.3 и на рисунке 2.2. За рассматриваемый период количество скважин с явным положительным эффектом незначительно выросло с 58 до 62% от общего количества обработок. Оценку успешности присваивали исходя из анализа изменений параметров эксплуатации скважины после обработки ее растворителем.
Результаты исследования успешности скважинных обработок показали, что, несмотря на растворимость АСПО в применяемых растворителях 85 – 97%, успешность обработки АСПО подачей углеводородного растворителя в межколонное пространство скважин НГДУ «Чекмагушнефть» составляет 47,7-75,6%, в среднем 59,9%. Снижение эффективности растворителя можно объяснить тем, что химический реагент вступает в физико-химический процесс удаления АСПО в совершенно иных условиях, чем при его испытании в лабораторных условиях.
Анализ опыта предыдущих обработок и проведенные исследования позволили предположить, что на эффективность обработки скважины растворителем влияют технологические факторы эксплуатации скважины. Для определения степени влияния на успешность удаления АСПО рассмотрены следующие факторы:
1 Дебит скважины по жидкости (Qжид). При больших значениях данного фактора растет скорость потока жидкости и степень гидродинамического воздействия на отложения АСПВ, создаваемого потоком жидкости. Предполагалось, что чем меньше дебит скважины, тем выше отрицательное влияние данного фактора на успешность удаления АСПО.
2 Объем нефти в межколонном пространстве скважины (Vн). Выдвигалось предположение, что данный фактор влияет следующим образом: чем больше его величина, тем ниже концентрация и растворяющая способность углеводородного растворителя при поступлении на прием насоса.
3 Объем подачи растворителя (Vр). Предполагалось, что фактор прямо влияет на величину эффекта применения реагента – снижение объема химического реагента понизит успешность удаления АСПО.
4 Глубина подвески насоса (Ннас). При меньшей протяженности колонны лифтовых труб на наружной и внутренней поверхности лифтовых труб отложится меньше тяжелых компонентов нефти. Выдвигалось предположение, что увеличение глубины спуска насоса окажет отрицательное воздействие на растворяющую способность углеводородного растворителя. К выделенным технологическим факторам положения ранговой классификации применялись по следующей методике:
- по каждому месяцу выделяли две группы скважин с одновременным нахождением по каждой группе средних значений выделенных факторов: Qжид, Vн, Vр, Ннас;
- при установлении соответствия теоретического вклада параметра в эффективность рассматриваемого процесса фактическому положению дел по двум группам отмечали этот параметр как значимую величину в данном пассивном эксперименте и присваивали ему положительный ранг: плюс 1. При обратном результате присваивали ранг отрицательный: минус 1. При неясной ситуации ранг параметра в эксперименте приравнивали к нулю.
После проведения ранжирования вышеперечисленных факторов на эффективность применения углеводородных растворителей АСПО была определена степень отрицательного влияния технологических эксплуатационных показателей скважины (рисунок 2.3).
Конструкция и принцип действия способа адресной доставки реагента в контейнер под глубинным насосом
По второй разработанной технологии [78] к глубинному насосу герметично монтируется трубный контейнер с открытым низом и объемом 0,4 – 0,7 м3 (рисунок 3.3). Трубка для подачи растворителя герметично фиксируется между выходом в ГН и верхней частью контейнера. Заполнение контейнера растворителем происходит при закрытой задвижке выкида лифтовых труб, а перемещение растворителя из контейнера в колонну лифтовых труб осуществляется глубинным насосом в оптимальной последовательности. Растворитель будет собираться под пакером в концетрации, близкой к 100% за счет более низкой плотности химического реагента по сравнению со скважинной жидкостью вытесняя жидкость, из контейнера в межколонное пространство.
Растворитель в лифтовых трубах должен максимально проявить способности к удалению АСПО. Известно, что один объем любого растворителя может удалить только определенный объем отложений.
Очистка колонны лифтовых труб от отложений разработанным способом является многоэтапным процессом, объясняемым двумя факторами:
- во-первых, длина и объем контейнера 1 ограничены конструкцией скважины и уступают аналогичным параметрам колонны лифтовых труб в несколько раз;
- во-вторых, даже при одномоментном заполнении колонны лифтовых труб растворителем не произойдет растворения всех отложений при их значительном количестве. На сегодня лучшие растворители АСПО, выпускаемые в РФ, способны растворить отложения в объеме не более 20% от объема растворителя. Примем за коэффициент растворяющей способности реагента Кр отношение объема удаленных отложений к объему использованного реагента. Для удаления отложений в лифтовых трубах объемом Vотл потребуется растворитель объемом Vотл/Кр. Для большинства органических растворителей, выпускаемых в России, Кр = 0,08 – 0,2, а количество парафиновых отложений в колонне НКТ может доходить до 600 литров и более. Полностью удалить АСПО указанного объема можно только соответствующим объемом растворителя до 7,5 м3. Объем полого пространства колонны лифтовых труб при средней глубине спуска ГНО в 1252 м будет составлять от 2,5 м3 (для НКТ 60) до 5,6 м3 (для НКТ 89). Из приведенных данных следует, что обработка лифтовых труб растворителем должна быть поэтапной, состоящей из нескольких циклов заполнения колонны НКТ растворителем и ожидания растворения АСПО. Количество циклов закачки растворителя в лифтовые трубы из его накопленного объема в подпакерной зоне или контейнере прогнозируется из условия выполнения неравенства [68]:
Объем отложений Vотл предварительно определяют одним из приемлемых способов, например, по технологии, основанной на последовательном заполнении лифтовых труб жидкостями с разными плотностями с последующим динамометрированием и определением нагрузки на колонну штанг [69]. Полученное неравенство позволило рассчитать оптимальный объем растворителя АСПО, необходимого для его подачи с помощью гибких армированных трубок в зону приема насоса скважины №400 Чекмагушевского месторождения, и определить количество циклов подачи реагента, следовательно, спрогнозировать время скважинной обработки.
Для сравнения эффективности предложенного и применяемых способов удаления АСПО и на скважине №400 Чекмагушевского месторождения были последовательно проведены их испытания. Параметры эксплуатации скважины: режим работы станка-качалки 2,5/3,9, тип скважинного насоса НВ-38, высота подвески насоса 1171 м – не менялись в целях исключения их воздействия на эффективность обработки АСПО углеводородным растворителем. Результаты внедрения указанного метода представлены в таблице 3.1. Таблица 3.1 – Результаты сравнения различных способов доставки реагента в скважину №400 Чекмагушевского нефтяного месторождения
Полученные данные показали, что применение способа позволило при прочих равных условиях снизить максимальную нагрузку в точке подвеса колонны штанг в среднем на 7%, степень наполнения насоса увеличилась в среднем на 18%, подача насоса увеличилась в среднем на 17%. При этом расход химического реагента сократился в 2 раза.
В работе [69] описана технология закачки горячей нефти с устья скважины непосредственно в колонну лифтовых труб. Предварительно колонна НКТ на необходимой глубине оборудуется циркуляционным клапаном, который открывается при определенном перепаде давления. Необходимый перепад давления создают на устье скважины во время закачки реагента с помощью передвижной насосной установки, например, ЦА-320. Недостатком данной технологии, содержащей риски выхода оборудования из строя, является циркуляционный клапан из-за особенностей его эксплуатации. Во-первых, клапан ограничен в габаритах из-за его эксцентричного местоположения по сечению скважины – клапан крепится с внешней стороны НКТ. Во-вторых, наличие пружины в запорной части клапана снижает надежность устройства: через нее будет проходить и жидкость с механическими примесями, и коррозионно-активная продукция скважины.
Для устранения этого недостатка предложено заменить циркуляционный клапан на обратный клапан, который открывается и закрывается уже при минимальном перепаде давления, определяемый весом запорного шарика или клапана. Согласно изобретению [71] глубинный насос снабжают обратным клапаном, выше насоса с внешней стороны НКТ располагают обратный клапан, обеспечивающий односторонний проход жидкости из НКТ в межтрубное пространство. Само межтрубное пространство заполняют технической жидкостью с ингибитором коррозии необходимой концентрации. Давление в межтрубном пространстве поддерживают не выше допустимого значения с помощью электроконтактного манометра на устье скважины, связанного с пультом управления глубинным насосом, а заполнение колонны лифтовых труб реагентом ведут с устья скважины при открытой задвижке межтрубного пространства.
Основное и дополнительное оборудование, необходимое для реализации технологии, представлено на рисунке 3.4. Подземное оборудование эксплуатируется в 2-х режимах:
1 Эксплуатация продуктивного пласта: устьевая задвижка межтрубного пространства 7 закрыта и добываемая насосом 2 продукция поднимается только по колонне НКТ 1, так как обратный клапан 4 в межтрубное пространство будет закрыт гидравлически – давление в межтрубном пространстве 6 будет всегда выше, чем в колонне лифтовых труб. До момента пуска в работу глубинного насоса этому будет, в частности, способствовать повышенная плотность технической жидкости в межтрубном пространстве.
Применение новой технологии оценки отложений на действующем нефтесборном трубопроводе
Для диагностики объема отложений в трубопроводе использовали ультразвуковой способ измерения скорости газожидкостного потока в трубопроводе. Многочисленные измерения переносным расходомером «Panametrix PT-1 4370E» показали его стабильную работу по нефтепроводу при отсутствии в нефти воды и содержании в нефти попутного газа до 2-х м3/ м3 . Содержание газа в нефти замеряли в точке после центробежного насоса УПСВ «Кадырово» путем отбора газожидкостной смеси в 20-литровую дегазационную камеру. Выделившийся при атмосферном давлении газ из камеры измеряется объемным счетчиком с точностью до 200 мл по известной технологии [103].
На территории этого УПСВ часть нефтепровода по откачке в нефтепарк практически безводной нефти с плотностью 864-866 кг/м3 находится на поверхности земли, имеет длину 160 м и внутренний диаметр 147 мм. Последующая часть нефтепровода снабжена камерами запуска и приема скребка и эксплуатируется с периодической очисткой от АСПО. Открытый участок нефтепровода прослужил 5 лет и не подвергался очистке от отложений, поэтому на этом коротком промежутке образовался перепад давления в 0,2 МПа (давление равно 2,0 МПа в начале нефтепровода и 1,8 МПа – через 160 метров).
Во время измерений центробежный насос поддерживал постоянный расход по нефтепроводу на уровне 115 м3/час. Переносной расходомер показал в 3-х равноудаленных точках открытого участка исследуемого нефтепровода следующие расходы: 119,5; 119,0 и 116,4 м3/час, что соответствует в этих точках наличию отложений на внутренней поверхности трубопровода толщиной 1,4; 1,3 и 0,5 мм. Проведенные измерения позволили оценить объем АСПО на этом участке нефтепровода примерно в 0,1 м3 .
Следующие измерения толщины отложений нами выполнены 18 ноября 2011 года на нефтепроводе УПСВ «Кадырово» - НСП «Манчарово». Дополнительно провели оценку работы внутрипаркового трубопровода ТВО «Манчарово», где имеются емкости С-1/1 и С-1/2 длиной 410 м. Измерения проведены ультразвуковым расходомером Panametrix при поддержке на УПСВ «Кадырово» постоянного расхода нефти в 116 м3/час. Результаты измерений даны в таблице 4.2.
По данным измерений можно заключить:
1 Внутри УПСВ «Кадырово» начальный участок нефтепровода длиной 20 м содержит АСПО толщиной до 3,4 мм.
2 Участок нефтепровода от камеры приема скребка до НСП «Манчарово» диаметром 325 мм имеет незначительные отложения. К примеру, в зоне эстакады через речку Нази (8 км от НСП) толщина отложений равна 1,3 мм.
В целях совершенствования способа удаления АСПО в нефтесборном трубопроводе в работе предлагается применять растворитель отложений в трубопроводах в динамическом режиме [104]. Это приведет к ускорению массообменного процесса и полному использованию растворяющей способности реагента. После непродолжительной выдержки растворителя в трубопроводе необходимо значительную ее часть вернуть в исходную емкость насосной установки (рисунок 4.2). Такая процедура преследует две цели. Во-первых, при движении растворителя по трубопроводу происходит его дополнительное смешение с растворенной частью отложений, на отложения оказывается гидродинамическое воздействие создаваемым потоком жидкости. Во-вторых, возвращенный в емкость реагент имеет однородный и представительный состав, по которому можно судить о его остаточной растворяющей способности. Инструментом диагностики состояния растворителя может служить его плотность, которая стабилизируется при максимальном насыщении растворителя элементами отложений в трубопроводе.
Природа механизма возврата закаченного в трубопровод растворителя может быть разной. На участке между скважинами и АГЗУ энергией возврата части растворителя в исходную емкость будет служить давление газожидкостной смеси, создаваемое глубинными насосами добывающих скважин, подключенных к нефтепроводу после обрабатываемого участка.
В нефтепроводе от УПСВ до нефтепарка такой энергией послужит сила сжатия остаточного попутного нефтяного газа в перекачиваемой нефти или рельеф местности. Если абсолютная отметка участка трубопровода для обработки находится значительно выше последующего участка, необходимо на определенном расстоянии от проблемного участка (2-4 км) перекрыть нефтепровод технологической задвижкой, чтобы продукция нефтепровода при отключении насоса перекачки нефти не стекала в последующую зону из-за сил гравитации. В такой ситуации нами предлагается перед закачкой растворителя по динамической технологии поднять давление ГЖС на обрабатываем и перекрытом участке с помощью стационарного насоса откачки до определенного значения. При последующей закачке растворителя в нефтепровод необходимо предусмотреть регулируемое повышение давления до допустимой величины (не
Для оценки эффективности динамического воздействия растворителем на отложения АСПО были проведены лабораторные исследования, моделирующие статическое и динамическое воздействие. В опыте использовались образцы АСПО, отобранные из системы нефтесбора Саитовского месторождения и углеводородные растворители марок Сонпар-5402 и СНПХ-7870, применяемые для удаления АСПО на скважинах и трубопроводах данного месторождения. Динамическое воздействие растворителем СНПХ-7870 создали с помощью лабораторной мешалки, измерение остаточной массы отложений во времени провели согласно методике [34].
Результаты испытаний показали, что при динамическом воздействии время растворения отложений сокращается не менее чем в два раза по сравнению со статическим режимом. При этом полного растворения отложений в статических условиях не достигается (рисунок 4.3).
Промысловые испытания способа динамического воздействия на АСПО нефтепровода УПСВ «Кадырово» – НСП «Манчарово»
Для удаления отложений впервые применили динамическое воздействие органическим растворителем марки СНПХ-7870. Для этого начальный участок нефтепровода длиной 4 км перекрыли технологической задвижкой и сохранили в нефтепроводе остаточное давление в 0,8 МПа для наличия упругой энергии нефтегазовой смеси. Эта энергия необходима для обеспечения обратного движения растворителя из нефтепровода в емкость передвижного насосного агрегата.
С помощью ЦА-320 в начало этого участка нефтепровода закачали 1,5 м3 растворителя АСПО с повышением давления в нефтепроводе до 3,0 МПа. Через 30 минут из нефтепровода отобрали в емкость насосного агрегата 0,8 м3 темной жидкости (смесь нефти и растворителя) с незначительным газосодержанием и плотностью 863 кг/м3. После отбора пробы этот объем был повторно закачан в нефтепровод. Через следующие 30 минут в ЦА-320 набрали только 0,4 м3 чередующейся по цвету жидкости: темно-коричневого с цветом «кофе с молоком». Эта порция трубопроводной жидкости значительно отличалась от первой не только по внешнему виду, но и по плотности, которая доходила до 911 кг/м3. После исследования и этот объем растворителя с продуктами нефтепровода был обратно закачан в трубопровод. Спустя очередные 30 минут ожидания действия реагента задвижка в 4-х км от УПСВ была открыта, и трубопровод пущен в режимную эксплуатацию. Давления в начале нефтепровода и через 160 м стали равными 1,81 МПа и 1,80 МПа соответственно, то есть существующая длительное время потеря давления в 0,2 МПа была устранена.
