Методы борьбы с отложениями парафина и водо-нефтяными эмульсиями в Кырыкмаском месторождении нефти

где: ф_отк - время откачки нефти от устья скважины до динамического уровня, час;

Q₃ - недобор нефти за счет задавливания части жидкости из скважины в пласт во время проведения горячей обработки, определяемый по формуле:

Q₃=g · ф_отк (4)

где : g -приемистость скважины, т/час.

Приемистость скважины определяется из уравнения притока , приведенного к условиям создаваемой репрессии на пласт во время горячей обработки:

g = K_П · ?P_реп = K_П · (Р_заб.р - Р_пл.) (5)

где: К_П - коэффициент продуктивности, т/час·атм.; Р_заб.р - забойное давление во время репрессии на пласт, атм.; Р_пл - пластовое давление, атм.; ?P_реп - репрессия на пласт во время проведения горячей обработки, атм.

Величина забойного давления во время проведения горячей обработки определяется из выражения:

Р_заб.р = 0,1Н·с+Р_зак. (6)

где: Н - средняя глубина скважины, м; с - плотность нефти, т/м³;

Р_зак. - среднее давление закачки горячей нефти, атм.

Коэффициент продуктивности определяется из выражения:

К_П =q / ?P = q / (P_пл - P_заб) (7)

Подставляя в формулу (4) последовательно формылы (5), (6), (7), получаем:

Q₃ = q ·(0.1Н·с+Р_зак - P_пл)·ф_зак / P_пл - P_заб (8)

Из выражения (1), используя формулы (2),(3),(8), получаем формулу для расчета недобора нефти:

Q = q · ф_зак +q · ф_отк + q ·(0.1Н·с+Р_зак - P_пл)·ф_зак / P_пл - P_заб

или Q = q · (ф_зак + ф_отк) + q ·(0.1Н·с+Р_зак - P_пл)·ф_зак / P_пл - P_заб (9)

Таблица 4.3.1.

Исходные данные для расчета недобора нефти при проведении тепловой депарафинизации скважин (по СНГДУ)

Таблица 4.3.2.

Недобор нефти при тепловой депарафинизации скважин по СНГДУ за 2002 год

4.3 Расчет норм времени на обработку скважины горячей нефтью

Примечание: нормы времени на подготовительные работы, проводимые перед закачкой горячей нефти в скважину, во время которых скважина работает, не берется. Также норма времени не учитывает время проезда до скважины и обратно (скорость для технологического транспорта не более 40 км/час.)

4.4 Краткая инструкция по применению контейнера с реагентом серии ИКД

Твердые ингибиторы серии ИКД помещаются в добывающие скважины в перфорированных контейнерах, изготовленных из 4 отрезков насоснокомпрессорных труб (НКТ) диаметром 2,5^//. Длина отрезков НКТ (камер) 5м. каждая камера контейнера отделена друг от друга перфорированной шайбой (диаметром 63мм), толщиной 4-5 мм. с 3 отверстиями, диаметром 7-8 мм. каждое. Верхний и нижний концы контейнера заглушены такими же перфорированными шайбами. Твердый реагент ИКД помещается в камеры контейнера.

Первым в скважину спускается контейнер, затем фильтр, при добыче нефти штанговым насосом, затем хвостовик, с учетом установки контейнера на расстоянии, максимально близком к интервалу перфорации. В конце устанавливается насосное оборудование и колонна НКТ. Такая компоновка необходима при защите скважинного оборудования от отложений АСПВ и предотвращения образования эмульсии. При использовании реагентов серии ИКД для предотвращения процессов коррозии и солеотложения не требуется приближенность контейнера к интервалу перфорации. Установка контейнера возможна при всех способах добычи нефти, т.е. в скважинах оборудованных ШГН, ЭЦН и фонтанных.

После спуска глубинного оборудования и запуска скважины в работу, добываемые флюиды, через перфорированные отверстия, омывают реагент, который, постепенно растворяясь в добываемых флюидах, выносится вместе с продукцией скважины, т.е. происходит его самодозировка.

Компоновка оборудования скважины при спуске контейнера с ИКД изображена на рисунке.

Использование контейнеров с ИКД позволяет:

· дозировать ингибитор в эффективных минимальных концентрациях;

· подавать ингибиторы при добыче нефти из коллекторов с любой степенью проницаемости и любым пластовым давлением.

· Предотвращать процесс отложения АСПО, коррозии, солеотложения и образования эмульсии с самого начала технологической цепочки добычи нефти.

Состав твердого реагента серии ИКД подбирается институтом для месторождений нефти Удмуртии. Состав реагентов позволяет бороться как с парафинами, так и с эмульсиями.

Таблица 4.4.1.

Результаты от внедрения твердого реагента серии ИКД за 2002 год

4.5 Механизмы воздействия магнитного поля на добываемую нефть

Напомним, что основными компонентами отложений на внутренней поверхности насоснокомпрессорных труб (НКТ) являются сера, парафин, асфальтены и смолы. В пласте и призабойной зоне скважины при достаточно высокой температуре они как бы растворены в основных углеводородных составляющих нефти и равномерно распределены по объему нефтеводянной эмульсии. При подъеме нефти по НКТ уменьшается её температура и на каком-то уровне она опускается до температуры кристаллизации этих компонентов.

Данные по изменению температуры с глубиной для Тевлино-Руссинского месторождения Когалыма показывают, что уменьшение температуры при подъеме идет со скоростью около 3?С на 100 м., поэтому температуру кристаллизации лежащую в области около 25?С, мы получим на глубине около 660 метров, считая что на глубине 2660 м. t=85.25?С.

Естественно, что, прежде всего, температура кристаллизации достигается у стен НКТ, поэтому на внутренней поверхности НКТ и появляются зародыши кристаллизации. Кроме того, как показано рядом исследований, зародышеобразование интенсивнее всего происходит на границе раздела фаз, в данном случае на границе между жидкостью и твердым телом и при одинаковой их температуре. Далее идет активный рост кристаллизации. В результате на стенках НКТ образуется достаточно твердый слой асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО).

Совершенно очевидно, что затравками для центров кристаллизации являются и соли, растворенные в воде, рассматриваемой эмульсии. С понижением температуры при подъеме возможно достижение состояния перенасыщения раствора и активной кристаллизации, опять же, на границе жидкость - твердое тело на стенках НКТ.

Что же происходит, когда на описанный выше процесс, мы воздействуем каким либо физическим полем? Прежде всего, считаем, что химический состав добываемого продукта не изменяется под этим воздействием. Хотя установлено, что при некоторых жидко радикальных фазных реакциях магнитное поле влияет на переориентацию магнитных моментов в радикальных парах и через этот промежуточный механические и химические реакции, изменяя кинетику процесса и соотношение продуктов, получаемых в результате реакций.

Рассматривая далее, только влияние постоянного магнитного поля на нефть в процессе добычи и полагая, что омагничивание приводит к существенному уменьшению скорости образования АСПО на внутренней поверхности НКТ. Мы должны признать, что компоненты АСПО уносятся из них с потоком добываемого продукта. А что может произойти, если магнитное поле приводит к активной кристаллизации компонентов АСПО в объеме продукта, а не на границе раздела: жидкость - твердое тело. Главную роль в такой огромной кристаллизации играют ферромагнитные и парамагнитные компоненты продукта как в молекулярной, так и в ионной форме.

Что касается ферромагнетиков - веществ с большим магнитным моментом, то их в добываемом продукте почти всегда очень много. Работающая скважина - множество стали: обсадная колонна, НКТ, штанга, насосы и др., находящиеся длительное время в достаточно агрессивной среде. Элементы этого оборудования подвергаются электрохимическим процессам и механическому износу при трении деталей , а также абразивному - из-за наличия твердых частиц в потоке жидкости. Проведенный нами спектральный анализ отложений на МИОНах, проработавших в скважинах несколько месяцев показывает, что в них около 30% весовых железа.

В поле порядка 5 кЭ мы получаем удельную намагниченность около 22Гс см. Отметим, что удельная намагниченность чистого железа составляет 200Гс см. Конечно, в самом продукте концентрация этих частиц существенно меньше, но достаточна, чтобы в магнитном поле индуктора они слипались за счет магнитного взаимовоздействия и являлись зародышами кристаллизации АСП компонент.

При достаточном поле и времени воздействия образуются крупные фрагменты АСП в объеме продукта, а не стенках НКТ, и выносятся потоком из скважины. Величина поля и время воздействия определяются, в первую очередь, вязкостью добываемого флюида. Чем больше вязкость, тем больше поле и время (иногда только время) необходимые для такой кристаллизации в объеме.

Что касается парамагнетиков, то, как отмечалось рядом исследований, в их растворах при омагничивании появляется большее количество мелких затравок кристаллизации именно в объеме. И это явление также обусловлено слипанием хотя и слабомагнитных, но намагниченных в магнитном поле индуктора частиц.

Эти результаты относятся к омагничиванию водных растворов солей. Некоторые считают этот процесс - процесс кристаллизации карбонатных солей из водного раствора добываемого продукта, определяющим при дальнейшей кристаллизации асфальтосмолопарафинов, и поэтому утверждают, что магнитная обработка эффективна при уровне обводнености нефти не менее 20%, минерализации не менее 500мг кг и при преобладании карбонатной жесткости воды над сульфатной не менее, чем в 2-3 раза.

Однако мы имеем положительный результат омагничивания нефти при обводнености 2; 3; 5; 7; и т.д. процентов. Кроме того, известно, что в асфальтенах сосредоточенно больше всего конденсированных ароматических структур, которые парамагнитны. Концентрация парамагнитных частиц в значительной степени зависит от величины малекулярной массы асфальтенов, их степени ароматичности. А это в первую очередь определяет величину парамагнитной восприимчивости. В зависимости от химической природы нефти структурные элементы молекул асфальтенов могут несколько различаться. В частности может варьироваться количественное соотношение ароматических, циклопарафиновых и гетероциклических структур в молекуле так же как могут различаться их размеры, а следовательно, молекулярные массы и парамагнитная восприимчивость. Большинство асфальтенов при нормальной температуре твердые тела. Ренгеноструктурным анализом показано, что асфальтены имеют несовершенную кристалоподобную форму эллипсоида, большая ось которого составляет 0.0097-0.0099мкм, а малая ось 0.0011-0.0018мкм.

Смолы по элементарному химическому составу и строению молекул близких асфальтенам и отличаются от них несколько большим содержанием водорода. Их влиянием окислителей и адсорбентов смолы уплотняются с образованием асфальтенов. Провести четкую границу между смолами и асфальтенами весьма трудно. Поэтому нет сомнения, что смолы также обладают парамагнитной восприимчивостью.

Асфальтены в нефти играют роль центров кристаллизации парафиновых углеводородов и без магнитного поля. В магнитном поле они образуют центр кристаллизации более эффективно, слипаясь за счет магнитного взаимодействия в объеме жидкости.

Но при наличии в продукте ферромагнитных частиц кристаллизация АСП будет определяться их коагуляцией в магнитном поле. Этот эффект существенно более сильный.

Магнитные индукторы (МИОН) предназначены для соединения насосно-компрессорных труб, с условным диаметром 73 мм, применяемых для эксплуатации нефтяных скважин. Индукторы воздействуют на нефть постоянным магнитным полем, создаваемым сплавом неодим - железо - бор, находящимся внутри корпуса индуктора.

4.6 Выводы и рекомендации

Как видно из таблицы 4.5. внедрение твердого реагента серии ИКД показало прекрасные результаты, учитывая, что борьба с АСПО очень дорогое, энерго-материалоемкое мероприятие.

На месторождении твердый реагент внедрен на 10 скважинах, в 8 скважинах спущены ИКД за период с 19.12.01.г.по 29.01.02.г. , а в 2 скважинах спущены в августе 2002 г., поэтому по ним анализ не проведен.

Дебит на этих скважинах составляет от 9м³ (скв. 809) до 34м³ (скв.650) и обводненность от 7% (скв. 354) до 70% (скв.809), глубина спуска 1150 - 1260м, выше глубины перфорации.

Рекомендуется применять ИКД в скважинах, где МОП составляет менее 60 сут., а дебит нефти выше 10м³/сут., обводненность до 70%, для того, чтобы реагент вымывался не слишком медленнои не очень быстро.

5. ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ

5.1 Техника безопасности при спуске контейнера с твердым реагентом ИКД

На основании накопленного опыта ремонта скважин разработан комплекс мероприятий по охране труда, включающий вопросы технологии и оборудования, подготовки и содержания рабочих мест, организации труда и создание нормальной производственной обстановки.

Для безопасного ведения работ каждый работник подземного ремонта должен знать основные правила обращения с оборудованием, механизмами и инструментами, правила пользования ими и правила поведения работника во время выполнения работ.

Каждую вышку (мачту) необходимо периодически осматривать и испытывать на прочность статической нагрузкой, превышающей номинальную на 50%. Сроки плановых осмотров и порядок испытания вышки или мачты на прочность устанавливаются объединением или нефтегазодобывающим управлением и согласуются с местными органами Госгортехнадзора.

До начала работы необходимо проверить состояние рабочего места, используемого оборудования, инструментов, приспособлений и в случае обнаружения дефектов принять меры к их устранению путем ремонта или замены.

Перед проведением спуско-подъемных операций необходимо проверить надежность и безопасность работы талевой системы (каната, шкивов, блоков и приспособлений). Это достигается холостым спуском и подъемом талевого блока. Необходимо обратить внимание и на крепление неподвижного конца талевого каната. Сам канат бракуется при обрыве 10% проволок или износе наружных проволок до 40% их диаметра.

При подготовке к работе элеваторов необходимо тщательно проверить исправность замка, так как загруженный элеватор с неисправным замком может разомкнуться, а при падении нанести травму обслуживающему персоналу и вызвать аварию - падение труб или штанг в скважину.

Работающим категорически запрещается стоять под поднимаемым грузом.

Особое внимание следует уделять состоянию площадки у устья скважины. Она должна быть всегда чистой и исправной, без посторонних предметов

Бригада по ремонту скважин должна быть обеспечена спецодеждой, обувью и индивидуальными защитными приспособлениями. При работе в газовой среде или с токсичными реагентами обслуживающий персонал должен быть обеспечен индивидуальными противогазами или респираторами и обучен пользоваться ими.

5.2 Противопожарные мероприятия

При работе на объектах добычи нефти и газа и несоблюдении правил противопожарной безопасности возможны взрывы и пожары, как результат нарушения герметичности газовых систем и разливов нефти. Поэтому при проведении подземного ремонта площадка вокруг скважины не должна быть залита нефтью, а в случае разлива она должна быть очищена и присыпана песком. На каждом производственном объекте необходимо иметь песок и огнетушитель. Каждый работник должен хорошо владеть огнетушителем.

В качестве огнегасительных средств используют воду, твердые вещества (песок, кошмы), такие газы, как азот, углекислый газ, пены. Для ликвидации пожара механически воздействуют на пламя, изолируя его от воздуха, охлаждают или удаляют горючие вещества из очага горения.

Для этого используют водяные гидранты, шланги, стволы, пеногенераторы, пенокамеры, пенозакидные мачты и др.

При возникновении пожара необходимо немедленно оповестить пожарную охрану, пользуясь радиосвязью, телефонной связью или пожарной сигнализацией.

5.3 Охрана окружающей среды

Текущий и капитальный ремонты скважин являются одним из источников загрязнения окружающей среды нефтью, пластовой водой, а также различными химическими реагентами или их растворами, составляющими основу рабочих и промывочных жидкостей. В подготовительно-заключительный период ремонтных работ из-за нарушений режимов глушения скважины или ее освоения возможны выбросы скважной жидкости вплоть до неуправляемого фонтанирования.

Предотвращение загрязнения окружающей среды при проведении работ по подземному ремонту скважин достигается проведением следующих мероприятий:

· использование закрытой системы циркуляции промывочной жидкости, включающей слив отработанной или оставщейся жидкости в специальную емкость, нефтеловушку или канализацию;

· сбор, вывоз или обезвреживание на месте продуктов ремонта (углеводороды, оказавшиеся на территории вокруг скважины должны быть собраны и утилизированы либо сожжены, если утилизация невозможна);

· обваловка площадки вокруг скважины, особенно в случаях возникновения неуправляемого фонтанирования;

· применение устьевых малогабаритных противовыбросовых устройств;

· рекультивация территории, примыкающей к скважине, для сельскохозяйственного и иного пользования, в случае причинения ущерба передвижением тяжёлых автомобильных и тракторных агрегатов.

6 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Обоснование внедрения ИКД

Существующие до этого виды борьбы с АСПО, такие как АДП, химический метод - как подача реагента в затруб дозированным насосом НД-0,4/ 63, применение скребков- центраторов не давали таких результатов, как применение твердого реагента серии ИКД.

Главное преимущество реагента ИКД в том, что увеличивается многократно межочистной период, как показывает опыт, на некоторых скважинах уменьшается обрывы штанг, связанные с большими нагрузками на штанги из-за парафина.

Данный реагент может использоваться на скважинах, оборудованных ЭЦН, УЭДН, где нельзя применять АДП из-за угрозы расплавление изоляции кабеля. В данной части дипломного проекта выполнен экономический анализ и сравним эффект от применения АДП (как наиболее используемый метод) и твердого реагента ИКД.

Монтаж и спуск ИКД выполнены на скважинах, которые вышли в простой по причине смены или ревизии насоса, поэтому в экономический расчет не взяты затраты на текущий ремонт, а только стоимость ИКД.

6.2 Расчет сметы затрат на проведение промывок с АДП по Сарапульскому НГДУ на 2003 год

1.1. СМЕТА 1 (летний вариант)

1. Заработная плата:

2. Отчисления на соц.страхование36,6 % : 93,01 руб.

3. Транспортные расходы:

4. Затраты на безвозмездные потери нефти при горячей промывке:

Таблица

В норму времени 6,19 заложено время пребывания на дороге 2 часа, расстояние от базы СТТ 40 км до месторождения или 42-47 км до скважины, в зависимости от куста, где находится обрабатываемая скважина.

1.2. СМЕТА 2 ( зимний вариант)

1. Заработная плата:

2. Отчисления на соц.страхование 36,6 % : 122,70 руб.

3. Транспортные расходы:

4. Затраты на безвозмездные потери нефти при горячей промывке:

Таблица

Средние затраты на одну обработку:

на ГО берем из расчета 4 обработки зимой и 8 обработок в летнее время.

З_ср=8ГО_л + 4 ГО_з

12

где: З_ср - средние затраты, ГО_л - летняя обработка, ГО_з - зимняя обработка, 12 - число месяцев в году

З_ср = 8 9797,6 + 4 10706,66 =10098,62 руб

12

1.3. СМЕТА затрат на текущий ремонт скважины по монтажу ИКД

1. Заработная плата:

2. Отчисления на соц.страхование36,6 % : 1646,40

3. Транспортные расходы:

4. Затраты на текущий ремонт скважины:

6.3 Расчет себестоимости

1. Для базового варианта; в год:

С_б = З_го + З_т

где: С_б - себестоимость базового варианта;

З_го - затраты на ГО, руб.;

З_т - затраты на текущий ремонт скважин, руб.;

Сб = 10 098 12 + 23 727 2 = 168 637 руб.