Статья опубликована в рамках: XLII Международной научно-практической конференции «Научное сообщество студентов: МЕЖДИСЦИПЛИНАРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ» (Россия, г. Новосибирск, 05 апреля 2018 г.)

Наука: Технические науки

Секция: Машиностроение

Скачать книгу(-и): Сборник статей конференции

Библиографическое описание:
Морев Д.О. АНАЛИЗ СПОСОБОВ БОРЬБЫ С АСПО ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ В УСЛОВИЯХ ОАО "СУРГУТНЕФТЕГАЗ" // Научное сообщество студентов: МЕЖДИСЦИПЛИНАРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ: сб. ст. по мат. XLII междунар. студ. науч.-практ. конф. № 7(42). URL: https://sibac.info/archive/meghdis/7(42).pdf (дата обращения: 18.09.2019)
Проголосовать за статью
Конференция завершена
Эта статья набрала 49 голосов
Дипломы участников
Диплом Интернет-голосования

АНАЛИЗ СПОСОБОВ БОРЬБЫ С АСПО ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ В УСЛОВИЯХ ОАО "СУРГУТНЕФТЕГАЗ"

Морев Дмитрий Олегович

студент, факультет разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений (РЭНГМ) СНТ,

РФ, г. Сургут

Научный руководитель Горбачёв Евгений Геннадьевич

преподаватель первой квалификационной категории, факультет РЭНГМ СНТ,

РФ,  г. Сургут

Нефтедобыча на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз"  сопровождается с различного рода осложнениями. Под этими осложнениями понимаются такие условия, при которых добыча нефти механизированным способом затруднена или почти невозможна. К осложнённому фонду относят  скважины, содержащие в своей продукции большое количество солей, механических примесей и парафина, которому и посвящено внимание в данной статье.

К парафиносодержащим относятся  скважины, флюиды которых содержат более 3% парафина, кристаллизирующегося на стенках подъёмных труб и нефтепромысловом оборудовании.

АСПО представляют собой сложную углеводородную смесь, которая состоит из следующих компонентов : парафинов, асфальтосмолистых веществ, смол, масел, воды и механических примесей.

Больше всего парафин откладывается в насосно-компрессорных  трубах (НКТ). Толщина его слоя увеличивается с нуля на глубине 900–300 м до максимума на глубине 200–50 м, а затем уменьшается за счет смыва отложений потоком. АСПО ведут к уменьшению проходного сечения подъёмных труб, снижается дебит.

Парафины обладают хорошей растворимостью при температуре выше сорока градусов. Как уже известно, при добыче пластовой жидкости температура понижается, что влечёт за собой выпадение парафина.  

Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), обладают высокой молекулярной масой, имеют существенную неоднородность структуры, не летучи.

Асфальтены представляют собой порошкообразные вещества плотностью более единицы , бурого или коричневого цвета,  массовое содержание их в нефти достигает 5%. Асфальтены состоят в основном из углерода,  водорода,  серы,  кислорода и азота.

Они являются наиболее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений тяжелых компонентов нефти.

Существуют две стадии образования АСПО.

На первой стадии зарождаются центры кристаллизации и рост кристаллов на поверхности, которая контактирует с нефтью.

На второй - осаждаются более крупные кристаллы на уже покрытой парафином поверхности.

На образование АСПО большое влияние оказывают:

- снижение давления на забое скважины;

- уменьшение температуры в стволе скважины и пласте;

- интенсивное газовыделение;

- углеводородный состав в каждой фазе смеси;

- состояние поверхности труб;

- соотношение объёма фаз;

- уменьшение скорости движения газожидкостной смеси (ГЖС).

Все вышесказанные факторы изменчивы по глубине скважины и времени, вследствие чего отложения парафина не могут носить постоянный характер.

Борьба с отложениями парафина предусматривает проведение работ по предупреждению образования отложений и их удалению. Существует немалое количество способов в зависимости от технологии и применяемого оборудования. Но я приведу наиболее известные методы борьбы с АСПО – механические, термические , химические, химико-механические, физические и их разновидности.

При выборе методов борьбы с отложениями АСПО необходимо учитывать  такие термодинамические параметры ГЖС, как давление насыщения нефти газом, интенсивность и глубину отложения парафина, колебания давления и температуры по стволу скважины. [2, с. 167]

В ОАО «Сургутнефтегаз» наиболее распространенным способом борьбы с АСПО на скважинах применяются механические, тепловые и химические методы депарафинизации скважин, направленные на предотвращение и ликвидацию АСПО.

Для ликвидации АСПО применяются:                      

1) Промывка скважины УШГН горячей нефтью агрегатом АДПМ:

 

Рисунок 1. Агрегат АДПМ

 

При данном методе производят закачку в затрубное пространство скважины подогретой нефти температурой 130–150 °C агрегатом АДПМ.  Горячая нефть нагревает НКТ, а восходящий поток смывает и выносит отложения. Но этот способ имеет один существенный недостаток - это тепловые потери в начале закачки в окружающие скважину горные породы.

2) Механический метод обработки скважин посредством МДС, УДС:

Механизм депарафинизации скважин (МДС) применят для внутренней очистки  подъёмных труб с помощью скребков-пробойников в ручном и автоматическом режимах в скважинах, оборудованных установками ЭЦН.

МДС производит круглосуточную работу при температуре окружающей среды от – 40 °C до + 50 °C.

Он состоит из механизма подъема с электродвигателем, червячного редуктора, на валу колеса  которого установлен барабан. На последний  наматывается проволока, закрепляемая на конце скребком.

 

Рисунок 2. Механизм депарафинизации скважин (МДС)

 

Механизм подъема с барабаном закреплен на стойке,  устанавливаемой  на лубрикатор скважины, от муфты сальника лубрикатора должен отстоять верхний край пластины  на расстояние не более 5 сантиметров. Для ввода проволоки в скважину и предотвращения выбросов газов и нефти из скважины служит лубрикаторное устройство.

Лубрикатор оборудуется крышкой, емкостью для сбора утечек жидкости и сальником-«обтиратором».

Есть два режима обработки. Режим ожидания скребка вверху: скребок поднимают с 30 м до устья , затем – спускают до глубины очистки, подъем до устья и спуск на 30 метров в ожидании следующего цикла. Скребок ожидается внизу:  с  максимальной глубины спуска до устья производят подъём скребка и осуществляют спуск до глубины спуска в ожидании следующего цикла. Для контроля глубины подъёма и спуска применяется устройство СУЛС.

При определённых условиях  устанавливается ручка ручного перемещения скребка на механизм подъёма.

Чтобы избежать слома сливного клапана установки ЭЦН  монтируется стоп-кольцо в НКТ.

Установка для депарафинизации скважин (УДС) от МДС ничем не отличается, кроме комплектации, в которую входят:

- лубрикатор с направляющим роликом и сальниковой головкой;

- лебёдка с проволокой на барабане и электроприводом;

- металлическая будка

- щит управления с электросхемой и счётчиком.  

3) Применение установки прогрева скважин (УПС) как химико-механического метода:

Эти методы предполагают следующее: совместное физико-химическое и механическое  воздействие растворов технических моющих средств на водной основе на отложения АСПО. Химико-механические способы применяются для циркуляционной очистки скважин от отложений, трубопроводов; погружной очистки деталей нефтепромыслового оборудования при их ремонте на базах ОАО «Сургутнефтегаз», струйной очистки от АСПО емкостей, резервуаров; струйной, пароструйной, пароводоструйной.

 

Рисунок 3. Установка прогрева скважин (УПС)

 

В УПС входят:

- трансформатор;

- сальник устьевой;

- станция управления (СУ)

- нагревательный кабель;

- клеммная коробка.

Установка служит для защиты нагревательного кабеля, расположенного в насосно-компрессорных лифтовых трубах (НКТ) нефтяных скважин, и управления нагревом и с целью предотвращения образования АСПО в условиях нефтяных промыслов при температурах открытого воздуха  от – 60 °C до + 50 °C. Технология использования нагревательного кабеля заключается в спуске кабеля в НКТ, последующему подключению к станции управления и подаче необходимой электрической мощности для поддержания температуры по стволу скважины выше температуры выпадения парафинов и гидратов.

Для защиты кабеля и управления нагревом  установлена станция управления,  осуществляющая контроль за работой нагревательных кабелей, передачи в реальном режиме времени с записью в архив всех рабочих параметров нагревательного кабеля. Организована передача архивных и текущих данных ТМ в "ОКО-Нефтепромысел".

Химические методы включают в себя использование различных химических реагентов, ПАВ, полимеров: смачивателей, ингибиторов парафиноотложений, растворителей, ПАВ-удалителей и т.п.

Особенно широко  применяется промывка скважин растворителями (ШФЛУ, газовый конденсат. Этот метод применяется в большей мере на скважинах для растворения асфальтенов, потому что наиболее эффективный.

ОАО «Сургутнефтегаз» также активно использует твердый ингибитор парафиноотложений в погружном скважинном контейнере (ПСК) «ТРИЛ». [1, c. 238]

Таким образом, наиболее эффективным методом для борьбы с АСПО и для повышения производительности скважин на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" является механический метод борьбы с АСПО. Данный метод является наиболее дешевым и технологически эффективным.

 

Список литературы:

  1. Д. А. Баталов. Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата "2 ОАО "Сургутнефтегаз". Рекламно - издательский информационный центр "Нефть Приобья", с.: ил .2010. – 386 с .
  2. Покрепин Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие для СПО. - Волгоград: Издательский дом "Ин-фолио", 2010. - 496 с: илл.
Проголосовать за статью
Конференция завершена
Эта статья набрала 49 голосов
Дипломы участников
Диплом Интернет-голосования

Оставить комментарий