ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВАКУУМИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ С КОНЦЕНТРИЧЕСКИМИ ЛИФТОВЫМИ КОЛОННАМИ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ГИДРАТОВ ИЗ ТРУБОПРОВОДА

АННОТАЦИЯ

Встречающиеся в природе гидраты являются богатым источником первичной энергии и оказываются полезными при транспортировке застрявшего природного газа на большие расстояния. Однако гидраты при обычном бурении и добыче нефти и газа представляют собой проблему эксплуатации и безопасности и представляют собой потенциальную потерю доходов.

Ключевые слова: гидратообразование, скважина, дебит, концентрические лифтовые колонны.

1. Введение

Гидраты могут образовываться при давлениях и температурах, характерных для трубопроводов природного газа и нефти, вызывая закупорку, особенно при значительном падении температуры, например, при перекрытии скважины или пропускании газа через дроссель. Вместе с другими потенциальными отложениями твердых частиц, включая воски, асфальтены и окалину, гидраты представляют серьезную потенциальную проблему для морской промышленности. Кроме того, устранение гидратных заторов может представлять значительные технические трудности с серьезными финансовыми последствиями.

2. Причины образования гидратов

Засорение системы газлифта возникает, когда скважинные флюиды попадают в газопроводы, иногда из-за утечек во влажной фонтанной арматуре (WCT). Иногда для диссоциации гидратов достаточно сброса давления в системе. Когда нет гарантии, что содержание воды в газе ниже расчетных значений, газ, закачиваемый в подводный газлифтный коллектор, подавляется путем впрыска этанола. Теоретический расход ингибитора рассчитывается с использованием термодинамических симуляторов, и на основе полевых данных вносятся корректировки для оптимизации закачки и обеспечения ингибирования образования гидратов.

Засоры в эксплуатационных трубопроводах в основном вызваны перезапуском скважин после длительной остановки. Даже в скважинах с низким содержанием основного осадка и воды (5-10%) во время возобновления добычи образовались гидратированные засоры. Основными причинами засоров в скважинах с низким содержанием основных отложений и воды являются сегрегация воды и нефти, а также характеристики закупоривания нефтью производственных трубопроводов, которые не очищаются. Диссоциация гидратов обычно достигается двусторонним сбросом давления в добывающих трубопроводах и в трубопроводах подачи газа. При их выходе из строя необходим капитальный ремонт.

Критерии проектирования подводных систем нефтедобычи в отношении гидратов подразделяются на три аспекта: прогнозирование, предотвращение и рекультивация.

Рисунок 1. Типичная схема гидратообразования

Что касается прогнозирования, кривая диссоциации рассчитывается с учетом состава газа в условиях сепарации. Это консервативный критерий, поскольку состав газа в сепараторе богаче более тяжелыми углеводородными компонентами, чем в других местах, и, следовательно, более склонен к стабилизации гидратов. Некоторые сырые нефти могут переносить частицы гидрата в виде суспензии и задерживать образование гидратов. Поэтому, прежде чем приступить к надлежащему проектированию, необходимы лабораторные тесты для проверки того, имеет ли нефть тенденцию к засорению. Классификация нефти определяет требования к предотвращению, которые будут более строгими для нефти с тенденцией к засорению. Наконец, есть несколько рекомендаций о том, как добиться теплогидравлических характеристик для стационарного или переходного режима течения.

Для предотвращения этого критерии проектирования учитывают сохранение тепла, подвод тепла, регулирование давления, удаление жидкости и термодинамическое торможение. Основным критерием является сохранение тепла за счет соответствующих слоев теплоизоляции. Изоляция, необходимая для трубопроводов, стояков и подводного оборудования, зависит от характеристик нефти. Для систем, работающих с нефтью, не закупоривающейся нефтью, уровень изоляции должен поддерживать давление и температуру жидкости за пределами оболочки гидратообразования во время стационарного потока и обеспечивать окно охлаждения после остановки не менее чем на два часа перед поступлением в гидратную оболочку. Для систем с закупоривающими маслами время простоя увеличивается до восьми часов. Время простоя может быть использовано для сброса давления в трубопроводе или замены жидкостей внутри производственной линии.

Что касается регулирования давления, рекомендуется спроектировать установки на поверхности, позволяющие одновременно продувать эксплуатационные линии по крайней мере четырех скважин в течение двух часов. Аналогичным образом, для удаления жидкости из приточных трубопроводов шести скважин должны быть спроектированы сооружения, позволяющие заменять добытую жидкость в течение четырех часов. Обычно в качестве жидкости используется дизельное топливо. Если требуемое количество дизельного топлива превышает доступный объем FPU, необходимо рассмотреть альтернативные методы, такие как замена добываемых жидкостей с помощью газлифта.

Закачка термодинамических ингибиторов, таких как метанол или этанол, используется для профилактики – с ограничением. Предварительные лабораторные испытания показывают, что закачка этих ингибиторов в подводное дерево во время остановки неэффективна, поскольку нелегко обеспечить адекватное смешивание ингибитора и выделенной воды. Таким образом, термодинамическое торможение рассматривается только как непредвиденный случай предотвращения. Обычно в FPU нет большого запаса термодинамических ингибиторов, поэтому нет необходимости в больших мощностях перекачки ингибиторов и подводных трубопроводах.

Для восстановления наиболее экономичным является достижение диссоциации гидратов с помощью FPU. В зависимости от компоновки подводной лодки и условий скважины может быть применено несколько процедур сброса давления. Одним из решений для удаления гидратов из трубопроводов с помощью FPU является сброс давления в стояке с помощью колтюбинговых труб. Поэтому рекомендуется обеспечить достаточную площадь поверхности на верхних сторонах FPU для размещения оборудования, необходимого для локализации засоров и установки колтюбингового оборудования. Когда FPU невозможно использовать и для устранения проблемы необходимо задействовать ремонтную установку, стоимость восстановления значительно возрастает.

Чтобы улучшить варианты восстановления, когда традиционные технологии, применяемые с FPU, выходят из строя, оператор создал команду для оценки альтернатив и разработки процедур, методов или инструментов, которые могли бы сократить время капитального ремонта буровой установки при удалении гидратной пробки через стояк заканчивающей бурильной трубы (DPR), соединенный с WCT. Было проанализировано несколько альтернативных вариантов, включая закачку нагретых жидкостей к работающим двигателям принудительного вытеснения и аналогичные варианты удаления жидкости из DPR.

Наконец, альтернатива вакуумирования скважины с концентрическими колтюбинными трубами была выбрана на основе моделирования, предсказывающего, что для линии ила длиной 1500 м (4921 фут) технология может обеспечить диссоциацию гидратов примерно за 6,5 дней по сравнению с примерно 11,5 днями для обычного решения.

3. Использование вакуумирования скважины с концентрическими лифтовыми колоннами

Целью выбранной технологии было снижение давления вблизи гидрата ниже зоны гидратной ассоциации. Для достижения этой цели связь между ремонтной установкой и FPSO осуществляется через DPR, подключенный к WCT. Жидкость из DPR всасывается в инструмент для вакуумирования скважины с помощью концентрических колтюбин (CCT) до тех пор, пока гидрат не диссоциирует и трубопроводы между WCT и FPSO не будут перекрыты. Это можно было бы наблюдать на FPSO с помощью датчика температуры и давления (TPT) на WCT. При температуре 4 ° C (39 ° F) критическое давление составляет 145 фунтов на квадратный дюйм (10 бар), поэтому снижение и поддержание давления ниже этого значения будет поддерживать диссоциацию гидратов.

Инструмент для вакуумирования вводится в DPR с помощью CCT. Инструмент работает по принципу вентури, при этом в качестве рабочей жидкости используется вода, прокачиваемая через внутреннюю колонну колтюбинговых труб диаметром 1 дюйм. Внутренняя конфигурация вакуумирующего инструмента подбирается с учетом условий каждой скважины: по мере протекания рабочей жидкости секция сопла / диффузора создает зону низкого давления, которая откачивает всю жидкость (рабочую жидкость плюс жидкость из DPR) через заборное сито в систему CCT для возврата на поверхность. Жидкость всасывается на поверхность с помощью инструмента до тех пор, пока гидростатическое давление внутри DPR не станет достаточно низким, чтобы начать диссоциацию гидратов в трубопроводах. Возвращаемая жидкость (питающая жидкость и жидкости в трубопроводах) поступает на поверхность через затрубное пространство между внутренней и внешней колоннами колтюбинговых труб.

Для выполнения операций вакуумный инструмент имел диаметр 21 × 8 дюймов. OD с номинальным рабочим давлением 10 000 фунтов на квадратный дюйм (689 бар). Инструмент оснащен датчиком давления и температуры с памятью. Данные, собранные во время выполнения работ, загружаются и анализируются после этого, и сравниваются с данными TPT, собранными в режиме реального времени.

Инструмент имеет два рабочих положения, которые можно переключать с помощью циклического давления с поверхности:

• Режим очистки: когда инструмент оснащен передней и задней форсунками для псевдоожижения любых твердых частиц, которые могут закупорить скважину, чтобы их можно было проглотить и транспортировать на поверхность.
• Режим всасывания: при котором рабочая жидкость циркулирует по системе CCT без форсунок, обеспечивая более высокий эффект всасывания по сравнению с режимом очистки. Этот режим используется для диссоциации гидратов.

Заводские испытания и два полевых испытания подтвердили эффективность этой функции. Месторождения Ронкадор и Марлин-Сул в бассейне Кампос на шельфе Бразилии были выбраны из-за длинных трубопроводов, низких температур и высокого давления. Для полевых испытаний WCT был подсоединен к полу буровой установки через разъем 65 ×8 дюймов. DPR и FPSO подключены к WCT через ветровой клапан поточной линии; следовательно, диссоциация гидратов установит прямую связь между ремонтной установкой и FPSO через WCT.

Рисунок 2. Типичная схема гидратообразования

Первое полевое испытание было проведено в Ронкадоре, где гидраты заблокировали два трубопровода длиной 11,3 км (7 миль): 6-дюймовый. Эксплуатационный трубопровод ID и 2-дюймовый. Идентификация газлифтной линии. Изначально не было информации о том, где находятся гидраты в трубопроводах или как далеко они простираются в трубопроводах подачи.

Устранение гидратированного препятствия было завершено сбросом давления в 6-дюймовом трубопроводе. поточная линия проходит по сервисному трубопроводу (газлифтному трубопроводу) через соединительный клапан на WCT, поскольку параллельные операции по прокладке проводов на ремонтной установке подготавливают к отключению ремонтной установки.

Первоначальный план состоял в том, чтобы поддерживать сообщение между DPR и трубопроводом, открытым через ветровой клапан (W1) на WCT. Однако было возможно, что жидкость из недавно открытого трубопровода может содержать большой объем газа. Считалось, что в сочетании с высоким содержанием воды в ДНР такой объем газа создает высокий риск образования новых гидратов в ДНР и, следовательно, создает возможность заедания CCT.

В результате была выполнена следующая последовательность закрытия и открытия клапана W1:

• CCT была запущена на высоте 1820 м (5971 фут), чуть выше места проведения ремонтных работ, при закрытом клапане W1
• Рабочая жидкость закачивалась со скоростью 7000 фунтов на квадратный дюйм (483 бар), что составляет 0,3 барреля на тонну, пока жидкость внутри DPR не была удалена примерно на 1000 м (3280 футов) от дна, что снизило гидростатическое давление внутри DPR настолько, что оно оказалось за пределами гидратной оболочки
• Клапан W1 был открыт, и DPR наполнился жидкостью из 6-дюймовой производственной линии
• Давление в режиме реального времени контролировалось с помощью TPT до стабилизации столба жидкости
• Клапан W1 был повторно закрыт
• Были выполнены дополнительные циклы удаления жидкости (этапы 2-5) до тех пор, пока не была достигнута 100% связь между DPR и 6-дюймовым эксплуатационным трубопроводом.

Прежде чем работа была успешно завершена, было выполнено 17 циклов, в результате которых из 6-дюймового трубопровода было удалено около 740 баррелей жидкости. из общего объема 500 баррелей составила вода, а 240 баррелей - нефть и газ. Общий объем этого трубопровода составил 1210 баррелей.

Список литературы:

1. Ширковский А. И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1979. 303 с.
2. Инструкция по эксплуатации комплекса телемеханики для контроля и управления режимами работы скважины 514 куста 51, оснащенной концентрической лифтовой колонной (КЛК).
3. Родольфо Пинеда; Б. Дж. Линдси; Майкл Таггарт; Саймон Смит; Мунир Абабу Хронологический обзор вакуумной технологии концентрических колтюбингов: прошлое, настоящее и будущее //Территория Нефтегаз. – 2013 – № 9 – С. 50–57