Сбор информации для дипломного проектирования
Для депарафинизации скважин и оборудования широкое применение нашли различного рода растворители - отходы химической промышленности. В качестве растворителей для удаления АСПО на месторождениях ОАО "Юганскнефтегаз" широко используются нефрасы марок С4 130/350 и С3 70/150, бензинорастворитель БР-1, гексановая и толуольная фракции (аналоги растворителя БР-1).
Технология доставки растворителя в НКТ и реагирования его с АСПО предполагает использование различных вариантов:
1) Растворитель из автоцистерны нагнетается агрегатом в количестве 5-7м3 в затрубное пространство скважин и продавливается нефтью до приёма насоса. Нагнетание растворителя и его продавливание нефтью осуществляется при работающей скважине. Обработка внутренней поверхности НКТ растворителем происходит за счёт его подачи насосом из затрубного пространства;
2) Растворитель из автоцистерны нагнетается агрегатом в затрубное пространство в объёме 5-7м3 при работающей скважине без последующего продавливания к насосу буферным слоем нефти. Опускаясь вниз, он попадает на приём насоса и вместе с нефтью поступает в НКТ;
3) Растворитель из автоцистерны подаётся в затрубное пространство агрегатом в объёме 5-7м3 с последующим продавливанием нефтью при работающим насосе до полного проникновения в НКТ с фиксацией выхода его на устье скважины. Скважина останавливается для реагирования агента с АСПО на 8-10 часов. Продукты обработки после пуска насоса в работу направляются в выкидную линию;
4) Растворитель в количестве 2-3 объёмов НКТ нагнетается агрегатом в затрубное пространство скважины, после чего производится обвязка ее по схеме НКТ - затрубное пространство. Скважина переводится на самоциркуляцию в течение 8-10 часов. Продукты обработки направляются в выкидную линию;
5) Растворитель нагнетается агрегатом в затрубное пространство в объёме равном объёму колонны до глубины подвески насоса. Нагнетание осуществляется при минимальной скорости и работающем насосе до появления растворителя на устье скважины;
6) Растворитель с помощью агрегата в объеме 5-7м3 подается в затрубное пространство и в дальнейшем продавливается под приём насоса при работающей скважине, порции растворителя постепенно подаются насосом в НКТ. Время контакта растворителя с АСПО зависит от производительности насоса;
7) Технология обработки предусматривает использование в скважине полых штанг. Нагнетание растворителя осуществляется агрегатом через полые штанги в НКТ до их заполнения. Работы производятся на остановленной скважине, время обработки составляет 8-10 часов;
8) Технология предусматривает установку в НКТ на глубине 500-600 метров клапана, позволяющего заполнять трубы растворителем без насоса. Реагент нагнетают агрегатом в затрубное пространство, в НКТ через клапан. Скважину обрабатывают 8-10 часов, после включения насоса продукты направляются в выкидную линию.
Следует отметить, что каждая из вышеописанных технологий удаления АСПО имеет определённые достоинства и недостатки. Причём выбор того либо иного технологического варианта обработки во многом определяется не только физико-химическими свойствами АСПО и условиями эксплуатации скважины, но и свойствами используемого растворителя.
Технологии обработок по 1, 2, 6 и 7 вариантам предполагают использование растворителей с высокой растворяющей способностью к АСПО, так как при их осуществлении наблюдается снижение активности растворителя за счёт перемешивания с продавочной и (или) добываемой нефтью. Кроме того, второй технологический вариант обработки целесообразно применять в том случае, когда состав обладает высокой диспергирующей способностью к АСПО. Нужно отметить, что достоинством 1, 2 и 6 вариантов обработок является отсутствие
потерь в добыче нефти, так как процесс осуществляется без остановки скважины.
К основным недостаткам технологии обработки по пятому варианту относится использование больших объёмов растворителя (до 15м3) и снижение его активности за счёт смешения с добываемой нефтью.
Технология обработки по восьмому варианту, заключающаяся в установке клапана в НКТ на максимальной отметке отложений АСПВ, исключает непроизводительные расходы растворителя. Однако, необходимость продолжительной циркуляции растворителя, отсутствие спецклапанов, обеспечивающих стабильную работу оборудования, существенно усложняют данную технологию.
Наиболее рациональными следует признать технологии проведения химических обработок скважин по третьему и четвертому вышеприведённым вариантам.
Наиболее эффективным способом борьбы с АСПО следует признать методы предупреждающие их отложение. Наиболее целесообразно предусматривать использование этих методов на вновь обустраиваемых скважинах, расположенных в природоохранной зоне, и объектах, к которым затруднен подъезд в течение длительного времени.
Применение ингибиторов приводит к уменьшению адсорбции АСПВ на стенках оборудования, формированию модифицированных (несвязанных) структур парафина, смол и асфальтенов, увеличению моющих свойств водонефтяного потока по отношению к АСПО и тем самым предотвращению отложений парафина в нефтепромысловом оборудовании. При использовании ингибиторов предотвращается отложение АСПВ не только в скважинном оборудовании, но и в выкидных линиях и сборных коллекторах.
Перед использованием ингибиторов АСПО на скважинах не оборудованных пакерами необходимо переоборудовать устье скважины для перепуска части добываемой продукции из выкидной линии в затрубное пространство с целью обеспечения доставки ингибитора к приёму насоса и удалить накопившиеся АСПО в процессе эксплуатации с помощью химических растворителей. Определяющим условием предупреждения АСПО с помощью ингибиторов является дозирование их в добываемую нефть в необходимом количестве, что обеспечивается:
непрерывной подачей в затрубное пространство с помощью наземного дозировочного насоса;
непрерывной подачей с помощью глубинного забойного дозатора, например, из контейнера, заполненного ингибитором, и оборудованного струйным насосом, приводимым в действие нефтяным потоком, втягиваемым ЭЦН;
ежедневной подачей в затрубное пространство с помощью дозаторов типа “метанольницы”;
подачей ударной дозы в течение 1-5 суток;
периодической закачкой ингибитора в ПЗП, выполняющую роль дозатора реагента, через 1-3 месяца;
задавливанием в пласт нефтью и др.
Накопленный опыт ингибирования АСПО на отечественных нефтепромыслах свидетельствует, что наиболее эффективна технология непрерывной подачи ингибитора с помощью наземного дозировочного насоса через затрубное пространство в нефть. Технологическая эффективность приведённых ингибиторов достигается при дозировке их в нефть в расчёте 50-200 грамм на 1тонну нефти. Как правило, в течение первых 10 дней ингибитор в скважину подаётся в режиме “ударной дозировки”, которая в 5-10 раз превышает оптимальную. Для обеспечения надежной и быстрой доставки ингибитора к приёму насоса или на забой скважины его целесообразно подавать в поток нефти, частично перепускаемой из выкидной линии в затрубное пространство. Целесообразно перепускать до 10% добываемой продукции, но не более 3-4м3.
Использование технологии постоянного дозирования требует наличия надёжных технических средств для её осуществления на каждой из осложнённых отложениями АСПВ скважине:
-на скважинах, оборудованных ЭЦН - дозировочных устройств БР, дозировочных насосов типа НД-2Э, устройств гидростатического действия УДГ;
-на фонтанных скважинах и наземных транспортных коммуникациях - дозировочных устройств БР, дозировочных насосов типа НД-2Э, устройств гидростатического действия УДГ.
При реализации данной технологии должно быть обеспечено постоянное обслуживание и регулирование технических средств на определенный расход ингибитора.
При невозможности обеспечения вышеперечисленных условий для ингибиторной защиты может быть применена технология периодической подачи реагента в скважину с помощью агрегатов ЦА-320 и ЦА-320М (Азинмаш), которая включает монтаж, опрессовывание нагнетательной линии от агрегата к затрубному пространству скважины. Перед закачиванием ингибитора в скважину необходимо:
остановить скважину, снизить давление в затрубном пространстве путём перепуска из него газа в выкидную линию, использовав для этих целей перепускной клапан на устьевой арматуре;
вместо пробки на планшайбе устьевой арматуры ввернуть вентиль со шлангом для отвода возможного избытка газа, скапливающегося в затрубном пространстве в период проведения работ.
Объём закачиваемого ингибитора в скважину для одноразовой обработки рассчитывается с учётом суммарного количества нефти в затрубном пространстве и в трубах и должен составлять не менее 5 и не более 8% от суммарного количества нефти. После задавливания ингибитора в затрубное пространство скважину запускают в работу “на себя”, продолжительность которой составляет в среднем 6 часов. Затем скважина запускается в работу в регламентном режиме.
В зарубежной практике ингибирования АСПО в добывающих скважинах широко используется технология, заключающаяся в непрерывной подаче ингибитора, расположенным на поверхности дозировочным насосом, по дозировочной трубке через специальную нагнетательную муфту, крепящуюся на НКТ, ниже интервала начала отложения АСПВ. Однако, сложность монтажа, отсутствие необходимого оборудования и опыта его эксплуатации не позволяют использовать данную технологию в настоящее время. Тем не менее данная технология, а также метод с использованием дозаторов, устанавливаемых ниже спуска насоса, наиболее целесообразны для ингибирования АСПО в НКТ эксплуатационных скважин, оборудованных пакерами.