ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 16.03.2024
Просмотров: 54
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Обработка растворителем проводятся согласно планов обработок, в которых указываются технологические параметры обработок, последовательность технологических операций и марки растворителей.
Рекомендуемые марки растворителей для удаления АСПО приведены в таблице 8.
Таблица 10 – Растворители АСПО
| Месторождение | Марка растворителя | Эффективность, %/уд.емкость растворителя, кг/м3 |
| Арланское | СНПХ-7870 | 99/(120-125) |
| МИАПРОМ | 95/(105-115) | |
| СОНПАР-5402 | 97/(120-130) |
3.1.4 Классификация методов борьбы с АСПО
1) Тепловые методы основаны способности парафина плавится при температуре выше 50℃ и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который можно помещать непосредственно в зону отложений или на устье скважины, где он будет вырабатывать теплосодержащий агент.
В настоящее время используют технологии с применением:
- горячей нефти или воды в качестве теплоносителя;
- пара;
- электропечей наземного и скважинного исполнения;
- индукционных электродепарафинизаторов;
- реагентов, при взаимодействии которых протекает экзотермические реакции.
При закачке горячей нефти в скважину, нефть нагревают на устье скважины с помощью передвижных установок или электронагревателей. Для эффективного прогрева призабойной зоны пласта необходимо 15-30 м3 горячих нефтепродуктов или сырой нефти, нагретых до 90-95 ℃. Отсюда ясно, что в высокотемпературных скважинах обработка горячей нефтью не может быть применена. Прогрев осуществляют созданием циркуляции или продавливанием жидкости в пласт. При горячей промывке нагретые нефть и нефтепродукты закачивают через затрубное пространство, не останавливая работу скважины по НКТ. Горячий теплоноситель вытесняет «холодную» жидкость из затрубного пространства до башмака подъемных труб или приема насоса, частично растворяя парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны. Недостаток данного метода большое количество закачиваемой жидкости и потеря теплоты. На промыслах часто закачивают нефть с поверхностно-активными веществами - комбинированный метод. В технологии с применением теплоносителя предусматривается: нагрев жидкости в специальных нагревателях и подача ее в скважину способом прямой или обратной промывки. Обратная промывка более предпочтительна, так как при этом исключено образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке. Эффективную очистку колонны НКТ теплоносителем возможно вести лишь в случае АСПО парафиновой структуры. Для более полного удаления АСПО в качестве теплоносителя целесообразно использовать растворители (например, нефтяной дистиллятор) или дегазированную нефть после предварительного заполнения интервала парафиноотложений в колонне НКТ нефтяным дистиллятом.
Обработка паром происходит в неглубоких скважинах, пар для теплового прогрева получают от передвижных паровых установок (ППУ), парогенераторных установок (ПГУ), монтируемых на шасси автомобилей высокой проходимости. Имеются установки производительностью до 5,5 т/ч пара с рабочим давлением до 10 МПа и температурой пара до 315 ℃. Также применяют мощные автоматизированные передвижные парогенераторные установки типа УПГ – 9/120 с подачей пара до 9т/ч и рабочим давлением 12 МПа. Установки укомплектованы системой КИП и автоматики. Управление работой оборудования осуществляется из кабины оператора.
Установки подогрева скважин состоят из нагревательного кабеля, станции управления нагревом и высоковольтного трансформатора или без трансформатора. Она предназначена для управления нагревом и защиты нагревательного кабеля, расположенного в НКТ нефтяных и газовых скважин. Принцип работы УПС заключается в нагреве внутреннего пространства НКТ и поддержания температуры по стволу НКТ выше температуры образования парафиновых отложений с помощью специального изолированного нагревательного кабеля, помещенного внутрь НКТ и строительной длиной равного интервалу максимального парафиноотложения.
Одним из методов депорафинизации является применение устройств, располагаемых в области интенсивного парафинообразования. Установка создает температуру в интервале спуска до 100 ℃ и включает в себя лебедку, смонтированную на шасси автомобиля, автотрансформатор, кабель – канат и электропечь. Печь устанавливается в область образовавшегося парафина и с помощью тепла растворяет парафины.
Создание высокотемпературного теплового поля в зоне отложения АСПО достигают путем закачки в НКТ взаимодействующих с выделением тепла компонентов. В качестве таких компонентов предполагают использовать водные растворы диэтиламина и соляной кислоты. В результате экзотермической реакции в полости НКТ обеспечивается создание температуры, превышающие температуру плавления самых тугоплавких составляющих парафиновых отложений.
2) Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных и распространенных интесифицирующих методов в технологических процессах добычи, транспорта, хранения и переработки нефти. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения.
Для разрушения АСПО парафинового типа используют, как правило, растворители на основе парафиновых углеводородов. Обычно в качестве таких растворителей применяют реагенты местных производств, например: процесса подготовки нефти на промыслах термическими методами. Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляют эмпирически. Это связано с недостатком информации об их структуре и свойствах и с малой изученностью механизма взаимодействия нефтяных дисперсных систем с растворителями.
Недостатками данных методов являются их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий.
3) Механические методы разработаны для удаления уже образовавшихся отложений АСПО в НКТ. Этот способ заключается в соскабливании скребками со стенок труб отложений парафина. Схема оборудования скважины для очистки подъемных труб скребками, спускаемыми на тросе, следующая: на устьевой арматуре над буферной задвижкой фонтанной или компрессорной скважины устанавливают лубрикатор с сальником, над лубрикатором укрепляется ролик. Для этой цели предназначена целая гамма скребков различной конструкции. Широко применяют скребки конструкции Т.В.Шалвача. Он имеет следующее устройство. Корпус его изготавливают из трубы наружного диаметра 32 мм, длиной 1500 мм. Один конец трубы залит свинцом, в который заделан стержень, имеющий на другом конце резьбу под гайки. На этот стержень надета свободно вращающаяся турбина –скребок, которая удерживается на нем гайками. Принцип действия этого скребка состоит в том, что под действием восходящего потока нефти вращается турбина, свободна сидящая на оси, и при движении скребка вниз и вверх парафин снимается со стенок труб; стружки парафина выносятся восходящим потоком нефти. Очистку труб от парафина скребками выполняют следующим образом. Установив на лубрикаторе приготовленные для спуска скребки с грузом, оператор, не останавливая эксплуатации скважины, открывает буферную задвижку и при помощи лебедки спускает скребки на необходимую глубину. Скребки спускаются на глубину, где начинается отложение парафина, и затем поднимают вверх.
По конструкции и принципу действия скребки подразделяются на:
- пластинчатые со штанговращателем, имеющие две режущие пластины, способные удалять АСПО только при вращении. Для этого используют штанговращатели, подвешенные к головке балансира станка-качалки. Вращение колонны штанг и, следовательно, скребков происходит только при движении вниз. Таким образом скребок срезает АСПО с поверхности НКТ;
- спиральные, возвратно-поступательного действия;
- «летающие», оснащенные ножами-крыльями, которые раскрываются при движении вверх, что обеспечивает им подъемную силу. Применяют, как правило, в искривленных скважинах.
Использование такого метода борьбы с АСПО значительно осложняется тем, что для его применения часто необходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхности труб (для некоторых видов скребков). Кроме того, возможно застревание скребков, обрыв их крепления и некоторые другие осложнения.
3.1.5 Методы предотвращения парафиноотложений применяемые в АЦДНГ-1
В АЦДНГ-1 в 2019 году была проведена обработка одной скважины №4572, оборудованной ШСНУ, растворителем ЭФРИЛ – 317-Д.
Комплексная обработка ПЗП с использованием растворителя ЭФРИЛ – 317-Д с последующим воздействием кислоты с наличием стабилизатора и стимулятора позволит значительно увеличить эффективность проведения кислотной обработки. Данная технология увеличила гидропроводность пласта, заблокированного АСПО, а также внутрискважинного оборудования и перфорационного интервала пласта.
С целью повышения эффективности обработки от АСПО, снижения минимально эффективной дозировки реагента, а также сокращения времени на проведение операции, была предложена комбинация методов динамической термохимической обработки горячей водой с циклической закачкой растворителя. Попеременная циркуляция объемов теплоносителя и растворителя в скважинах с невысоким динамическим уровнем над приемом насоса будет способствовать прогреву колонны труб НКТ, повышению температуры растворителя, активному плавлению АСПО и выносу продуктов в выкидную линию.
Сущность метода заключается в осуществлении закачки пресной горячей воды объемом 10-12 м3 и температурой 65-70°С в затрубное пространство скважины с помощью цементировочного агрегата ЦА-320. Данные объем жидкости и температура достаточны для прогрева стенки НКТ на глубину скважины до 600 м, а также расплавления и выноса парафиновых составляющих АСПО.
1 – пласт; 2 – обсадная колонна; 3 – колонна НКТ; 4 – насос; 5 – АСПО;
6 – ЦА-320; 7 – АЦН
Рисунок 7 - Комбинированная технология проведения «ТХО-РАСПО»
Прогрев колонны НКТ осуществляется в процессе закачки горячей воды в затрубное пространство скважины. Для передачи тепла от теплоносителя колонне труб НКТ отсутствует необходимость полного заполнения затрубного пространства горячей водой в полном объеме.
После прокачки теплоносителя по лифту скважины цементировочный агрегат ЦА-320 прекращает работу, а в затрубное пространство осуществляется закачка растворителя с последующей продавкой водным раствором на прием насоса. Растворитель не успевает подняться вверх по потоку жидкости из-за разности плотностей в связи с тем, что продавка осуществляется на четвертой передаче насосного агрегата с расходом жидкости до 26 л/с.
Известно, что при повышении температуры растворителя его растворяющая способность возрастает. При прохождении растворителя по прогретому межколонному пространству с дополнительной продавкой горячим теплоносителем происходит теплообмен, благодаря чему температура растворителя также повышается, что положительно отражается на эффективности обработки.
3.2 Технологическая эффективность проведения технологии в АЦДНГ-1
3.2.1 Технологическая эффективность от проведения электронагрева
Тепловая обработка ПЗС целесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов (более 5-6%). Поскольку тепловая обработка ПЗС, осуществляется периодически, то скважины должны быть сравнительно неглубокими (до 1300 м), чтобы после извлечения из скважины нагревательного оборудования можно было начать откачку жидкости при достаточно высокой температуре на забое.
Отложение парафина и асфальтосмолистых веществ происходит в ПЗС на расстояниях до 2,5 м от стенок скважины, т. е. в зоне наиболее резкого изменения давления. Это приводит к сильному увеличению фильтрационных сопротивлений и снижению дебитов скважин.
Призабойную зону скважины прогревают двумя способами:
- закачкой теплоносителя;
- спуском на забой скважинного нагревателя.
Второй способ проще и дешевле. Кроме того, электропрогрев ПЗС не сопровождается внесением в пласт теплоносителя - воды или пара, конденсата, которые могут взаимодействовать с глинистыми компонентами пласта. Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м.
Электротепловая обработка скважин осуществляется при помощи электронагревателей, спускаемых в скважину на кабеле-тросе.
Скважинный электронагреватель состоит из трех основных узлов: головки, клеммной полости, трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН).
Каждый нагревательный элемент представляет собой стальную трубку диаметром 17 мм, внутри которой запрессована спираль из нихромовой проволоки в кварцевом песке или плавленном оксиде магния. Последние служат электрической изоляцией спирали от металлической трубки, а также – проводниками тепла. К нижней части кожуха приварена муфта, в которую ввинчивается карман для термометра.