Файл: Кулиев Р.П. Опыт интенсификации разработки и эксплуатации морских месторождений и скважин.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 24.07.2024
Просмотров: 114
Скачиваний: 0
а газ на газораспределительную станцию (ГРС). Диаметр
выкидных линий всех скважин от устья до ГЗУ |
равен |
||||
100 мм, |
нефтяных коллекторов |
от ГЗУ |
до |
НСП— |
|
150-мм. Проложены они по |
дну моря. |
|
|
||
Для выявления наиболее |
эффективных и надежных |
||||
методов |
борьбы с отложениями |
парафина |
были |
изуче |
|
ны ряд |
скважин |
месторождения Песчаный-море и |
характер |
парафинизации их выкидных линий. |
|
Прежде |
всего |
был выявлен общий характер пара |
финизации |
выкидных линий при совместном транспор |
|
тировании нефти и газа. В начальный период разработ
ки |
месторождения |
выкидные |
линии прокладывали |
по |
|
дну |
моря от скважин, расположенных |
на отдельных |
|||
морских основаниях, до острова, где их |
подключали |
к |
|||
ГЗУ (рис. 57). |
|
|
|
|
|
|
Специфические условия прокладывания трубопро |
||||
водов, находящихся |
под водой |
(наличие |
вертикальных |
||
участков—„стояков", назначение истинной трассы вы кидной линии, а также большая протяженность), не позволяли применять методы борьбы с отложением парафина, используемые на суше. Существующие ме ханические скребки не были приспособлены для мор ских условий. Прэпаривание выкидных линий при
постоянном охлаждении |
их морской водой |
результатов |
не дало. Как показывают |
расчеты, чтобы |
температуру |
перекачиваемой нефти при транспортировании по морю
на |
расстояние 3 км |
сохранить при |
выходе |
на |
берег |
на |
уровне примерно 50°С, необходимо |
нефть |
подогревать |
||||
до |
500°. Последнее |
сделать невозможно и |
к |
тому |
же |
|
это нерентабельно ввиду неизбежных больших потерь
легких фракций. Частые штормовые |
погоды |
усложняли |
||||
проведение профилактических работ по очистке |
выки- |
|||||
дов от парафина. |
|
|
|
|
|
|
Парафин за время непогоды успевает |
настолько |
|||||
интенсивно |
отложиться |
на стенках |
трубопроводов, что |
|||
дальнейшие |
меры |
по |
предотвращению его |
отложения |
||
или удалению его |
из труб не давали желаемых |
резуль |
||||
татов. В этом случае продукцию скважин |
направляли |
|||||
на остров по дублирующей линии, |
а забитый |
парафи |
||||
ном нефтепровод ремонтировали. Ремонт нефтепровода заключался в последовательном выдавливании пара фина из отдельных участков выкида. Бригада ремонт ников выходила в море на киржиме. Водолаз отыски-
137
вал на дне моря нужную линию, ее поднимали, разре зали и в случае обнаружения в сечении трубы отложений парафнга продавливали парафин агрегатом под большим давлением (ICO—ЗГО атм). Было уста новлено, что зона интенсивного отложения парсфига находится на определенном участке трубопровода.
45^11 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рис. 57. Профиль проложенного |
по дну моря |
трубо |
|||||||||
|
|
|
|
|
провода: |
|
|
|
|
|
|
фматура |
фонтанной |
скпаж) ни; |
2- стоик; |
,3-отдслыгое |
основание; |
||||||
зыкпдрая .11 пня; J— выход трубопроводов на острсв; 6"— уровень мор::; |
|||||||||||
|
|
|
|
|
7 - дно моря |
|
|
|
|
|
|
У скважин |
с |
газовым |
фактсрем в |
пределах |
80— |
||||||
200 м3/м3 |
эта зена |
удалена от устья скважины |
на ££0— |
||||||||
600 м. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Протяженность |
|
учгстка |
интенсивного |
отложения |
|||||||
парафине |
300—350 |
м. |
|
|
|
|
|
|
|||
У скважин |
с |
газовым |
фгкторсм в пределах |
4— |
|||||||
5 тыс. мя_'.ня |
зона |
интенсивного |
отложения |
|
пгргфина |
||||||
находится |
на расстоянии 250—300 м от устья |
скважи |
|||||||||
ны, а по длите |
она зенимсет 500—550 |
м. |
|
|
|
||||||
— |
|
|
|
|
L |
|
|
|
|
=1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
И |
|
||
Рис. 58. Распределение парафиновых отложений по дли |
|||||||||||
не L трубопровода, |
проложенного по дну моря |
(t—зона |
|
||||||||
|
|
интенсивного отложения парафина) |
|
|
|
||||||
Характер |
парефинизации |
выкидных |
линий |
показан |
|||||||
на рис. 58. Начиная |
от сквгжины, |
отложения |
возрас |
||||||||
тают, достигая максимума, а згтем уменьшаются. |
Ис |
||||||||||
следования |
показывают, что отложений |
парафина |
нет |
||||||||
в выкидных |
линиях |
С К В Р Ж И Н , работсющмх |
со значи |
||||||||
тельными пульс циьми буферного давления. |
|
|
|
||||||||
Проскальзывание |
в движущийся поток |
прод} кцнл |
|||||||||
скважины в значительных объемах газа создало |
условия |
||||||||||
13S
для интенсивного |
смыва |
отложений |
парафина, |
начиная |
|||||||||||||||||||
с устья |
скважины |
до групповой |
замерной |
|
|
установки. |
|||||||||||||||||
|
На рис. 59 |
представлены снятые |
|
регистрирующим |
|||||||||||||||||||
манометром |
картограммы |
замеренных |
|
буферных |
дав |
||||||||||||||||||
лений |
двух |
фонтанных |
скважин |
№№ |
|
41 и 34 |
место |
||||||||||||||||
рождения Песчаный-море. В скважине |
№ 41, эксплуа |
||||||||||||||||||||||
тирующей |
горизонт IX |
балахаиской |
|
свиты,'в |
начале |
||||||||||||||||||
разработки |
|
(октябрь |
1957 г.) |
пластовое |
давление |
раз |
|||||||||||||||||
нялось 331 атм, |
|
забойное—228 |
атм |
|
и давление |
на |
|||||||||||||||||
сыщения—227 |
атм. |
При |
Я б у ф = 4 2 4 - 5 3 атм, |
Я з а т р — |
|||||||||||||||||||
= 118 атм., |
Якольц —75 «тлг |
и |
Дшг |
= 7 мм |
|
суточный |
|||||||||||||||||
отбор |
нефти составлял: ф н = 8 5 |
т, газа |
С г = 1 5 |
тыс. мл. |
|||||||||||||||||||
|
Скважина № 34 иступила в эксплуатацию 25 |
янва |
|||||||||||||||||||||
ря |
1957 г. При этом |
<Уц = 100 т\сут, |
Я б у ф = 3 5 + 3 б |
атм, |
|||||||||||||||||||
ЯК О Л ьц=89 атм, |
|
Я з а т р = 9 0 |
атм. |
|
|
|
|
|
наблюдалась |
||||||||||||||
|
При эксплуатации этих двух скважин |
||||||||||||||||||||||
интересная |
|
картина. Содержание |
парафина |
|
|
было |
оди |
||||||||||||||||
наковым |
и составляло |
22—24°/. Однако |
в |
|
выкидной |
||||||||||||||||||
линии |
скважины |
№ 41 совершенно не было отложений |
|||||||||||||||||||||
парафина, |
а |
выкид скважины № 34 периодически |
ин |
||||||||||||||||||||
тенсивно |
забивался парафином. При этом трубопроводы |
||||||||||||||||||||||
скважин |
имели |
|
одинаковую |
протяженность |
(5500— |
||||||||||||||||||
6000 м). |
Был тщательно |
|
изучен |
технологический ре |
|||||||||||||||||||
жим работы |
трубопроводных |
транспортных |
систем, |
в |
|||||||||||||||||||
которых |
обнаружены |
отложения |
псрафина' и в |
кото |
|||||||||||||||||||
рых |
при |
аналогичных |
|
условиях |
они |
отсутствуют. |
|||||||||||||||||
Одним |
из |
|
факторов, |
влияющих |
на |
интенсивность |
|||||||||||||||||
отложения |
|
парафина |
при |
движении |
его |
|
по |
трубам, |
|||||||||||||||
является |
скорость |
течения жидкости |
по трубопроводу. |
||||||||||||||||||||
Об |
этом |
свидетельствует |
опыт |
эксплуатации |
скважины |
||||||||||||||||||
№ |
41, а также |
скважин |
№№ 22 и 120, работающих |
с |
|||||||||||||||||||
пульсациями. При изменении буферных давлений |
в |
||||||||||||||||||||||
этих |
скважинах |
на |
15 атм |
давление |
колебалось |
в |
|||||||||||||||||
пределах |
25—37 |
атм.. |
Период |
колебания |
|
буферного |
|||||||||||||||||
давления |
и |
давления |
на линии |
составляет |
|
2 —15 |
мин. |
||||||||||||||||
|
В результате |
|
подобных колебаний |
|
движущиеся |
по |
|||||||||||||||||
трубопроводу компоненты газожидкостной смеси че редовались. При падении давления i-з скважины в линию поступала жидкость, а при подъеме давления в выкидную линию прорывался газ. Такое чередование флюидов, а следовательно, и изменение' скорости дви жения струи явилось причиной отсутствия отложений парафина в выкидных линиях скважин №№ 22, 41,
139
Рис. 59. Картограммы |
буферного давления, замеренного с помощью регистрирующего |
манометра: |
а—в скважине |
№ 41 (5 сентября 1958 г.); б—в скважине № 34 (25 августа 1958 |
г.) |
120. Основываясь на этом, на промысле стали практик ковать подключение выкидных линий фонтанных сква жин с пульсирующим потоком продукции к выкидным
линиям скважин |
с постоянным |
буферным |
давлением. |
|||
Впоследствии, |
когда этот |
метод дал |
положитель |
|||
ные результаты, |
инженеры |
Ш. Г. Мамед-заде |
й |
|||
Е. В. Остапенко |
предложили |
предотвращать |
отложе |
|||
ние парафина в выкидных лин |
ях |
морских |
скважин |
с |
||
помощью сконструированного |
ими |
уст, ойст. а |
(редук |
|||
ционного клапана), автоматически создающего перепад
давления на |
буфере С К В А Ж И Н Ы . Внедрение в практику |
|||||
этого устройства |
позвол |
ло свести |
к минимуму рост |
|||
отложений парафина |
в |
трубопроводах, |
проложенных |
|||
по дну моря. |
Однако |
указанный |
метод |
применяется |
||
лишь в скважинах |
с определенной |
эксплуатационной |
||||
характеристикой. Кроме того, было исследовано дейст вие растворителя на образец парафинистой пробы. В качестве растьорителя кспользоьали легкую, застываю щую при низкой температуре, нефть (конде!сат) сква жины № 9, имеющую следующую характеристику: удельный вес—0,767 г,см3, потенцисл бензина—46,5%, потенциал смолы—3,4"/:, сумма светлых до 300°С— 91,0%. Как показали эксперименты, смешение указан ного растворителя с парафинистой эмульсией, взятой в определенных соотношениях, влияло па снижение тем пературы застывания и вязкости эмульсии 1:3 скважин, эксплуатирующих основные разргбатываемые горизонты месторождения Песчаный-море.
Результаты опытов показывают, что увеличение концентрации конденсата (рис. 60) резко снижает тем пературу застывания пграфинкстой эмульсии. Из рис. 61, где приводятся значения вязкости при различных концентрациях конденсата, видно, что вязкость свежей
эмульсии (равная |
0,85 |
спз |
и 40°С) |
при |
добавлении |
30% конденсата падает |
до 0,109 ст. |
|
|
||
Полученные данные позволили рекомендовать кон |
|||||
денсат скважины |
№ 9 |
в качестве |
растворителя для |
||
предотвращения |
отложения |
парафи ;а в |
выкидных |
||
линиях морских скважин. Для испытания профилакти ческого метода в производственных условиях выкид ную линию скважины № 9 обвязали на острове с выкидом скважины № 11. У последней имелось два выкида, так что по одному—белая нефть поступала к
141
манифольду скважины № 11, а по другому—продукция этих двух скважин возвращалась на остров.
Скважина № 9 характеризовалась следующими по
казателями: отбор нефти Q„=90 mlcym, Рбуф— 60 |
атм, |
||||||||
^)затр='78 атм. Перед под |
|
|
|
|
|
||||
ключением скважины |
№ 9 |
|
|
|
|
|
|||
для промывки к |
выкидной |
V4 |
|
|
|
|
|||
линии скважины |
№ 11 дав- |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
0,12 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о, /о |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,08 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
о.ов\ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
от |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,02 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
О |
10 |
20*30 |
40 ~50~S0~t°C И |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
d |
|
|
10""JO JO JO |
50 ~S0 |
Рис. |
61. |
Зависимость |
вязко |
||
|
|
сти от температуры при раз |
|||||||
|
|
Концентрация, |
% |
||||||
|
|
|
|
|
личной |
концентрации |
кон |
||
Рис. 60. |
Зависимость |
темпе |
денсата |
в эмульсии (указа |
|||||
ратуры |
застывания от кон |
на в |
виде соотношения у |
||||||
центрации конденсата |
|
|
кривых) |
|
|||||
ление на манифольде |
последней (рис. 62) |
было |
равно |
||||||
20 атм |
при Я 6 у ф = 2 2 |
атм. |
Естественно, |
что |
такое |
||||
рабочее |
состояние скважины |
№ 11 отрицательно |
ска |
||||||
залось на |
ее дебите. |
Производительность |
скважины |
||||||
упала с 290 т эмульсии до |
100 т. После |
промывки в |
|||||||
течение |
2 суток |
производительность |
скважины |
№ 11 |
|||||
полностью |
восстановилась (см. рис. 57). |
Межпрсфи- |
|||||||
лактический период очистки выкидной линии скЕажины № 11 составил 25 суток.
По такому же принципу со скважиной № 9 было обвязано еще несколько скважин, в которых наблю дались отложения парафина. Для этой цели выкидные линии скважин были подсоединены к специально обо
рудованной на |
острове |
батарее скважины № |
9 |
||||
(рис.63). |
|
|
|
|
|
|
|
Необходимо отметить, что в период проводимых |
|||||||
работ |
к каждому |
морскому основанию |
на |
промысле |
|||
были |
подведены |
две запасные |
выкидные |
линии, |
а |
||
иногда |
и более. Благодаря |
этому |
имелась |
возможность |
|||
142