17-билет
І. Методы очистки и защиты НКТ от АСПО, их преимущества и недостатки.
ІІ. Морские буровые установки на платформах, их типы и особенности.
ІІІ. Особенности устройства и применения плунжерного газлифта.
1. Методы очистки и защиты НКТ от АСПО.
Одним из наиболее распространенных осложнений при добыче нефти являются асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). Основными причинами, приводящими к образованию АСПО, являются снижение растворяющей способности нефти по отношению к парафину в результате уменьшения температуры и разгазирования.
Температура начала кристаллизации парафинов находится приделах 25-360С.
Образование АСПО приводит к снижению дебита скважин, преждевременному выходу из строя дорогостоящего оборудования и дополнительным ремонтам скважин, а в итоге к ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий. Поэтому знание причин образования отложений, механизм образования отложений в стволе добывающих скважин так же имеет важное практическое значение.
Снижение температуры в пластах со снижением пластового давления приводит к переохлаждению, что обуславливает выпадение кристалликов парафина, выпадению АСПО и как следствие к кольматации ими пор. Содержание парафина в нефтях одного и того же месторождения возрастает с глубиной залегания..
Основными местами отложений парафина являются: скважинные насосы, подъемные колонны в скважинах, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин. В выкидных линиях парафинообразование усиливается в зимнее время, когда температура воздуха становится значительно ниже температуры газонефтяного потока.
Толщина отложений постепенно увеличивается от места начала их образования на глубине 4500-4900 м и достигает максимальной толщины на глубине 50-200 м от устья.
Мероприятия по борьбе с парафиноотложениями
Все используемые методы борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями можно разделить на две группы. В первую, относятся профилактические методы, основанные на предупреждении отложений. Сюда входят: футеровка НКТ (нанесение покрытий из стекла, эпоксидной смолы, полиэтилена и т.п.), применение ингибиторов (замедлителей) отложений, электронагревателей.
Ко второй группе относятся методы удаления сформировавшихся отложений. Сюда входят: применение механических скребков, растворителей (дистиллатно-соляровые обработки), промывка горячей нефтью и пресной водой с эффективными ПАВ типа МЛ-80, пропарка НКТ при ремонтах.
Кроме того, на отдельных месторождениях проводятся в качестве экспериментальных работ применение вибрационных и магнитных способов.
К механическим способам очистки НКТ от парафина относится технология применения скребков для удаления парафина.. Одной из новых технологий является конструкция автоматического «летающего» скребка. Скребок оснащен ножами-крыльями, которые складывались при движении вниз и раскладывались при движении вверх. Этим и обеспечивалась подъемная сила скребка. Переключение скребка на спуск и подъем обеспечивалось концевыми верхними и нижним переключателями, установленными соответственно в устьевой арматуре и колонне НКТ.
Тепловые методы основаны на свойствах парафина плавиться при температурах выше 500С и, стекая с нагретой поверхности, освобождать ее.
Воздействие высокой температуры требует применения специального источника тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений или вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины.
В настоящее время используются следующие технологии:
применение горячей нефти или воды в качестве теплоносителя; горячего пара;
электрических печей наземного и скважинного исполнения;
агентов, взаимодействие которых ведет к химической реакции, сопровождающейся выделением некоторого количества тепла.
Технология применения теплоносителя предусматривает нагрев жидкости в специальных нагревателях – котельных установках передвижного типа и подачу ее в скважину способом прямой или обратной промывки.
Для этой цели выпускаются специальные агрегаты – депарафинизационные передвижные установки, оснащенные котлами – подогревателями жидкости до температуры 1500С и насосами, развивающими давление до 16 МПа. Нагретый агент может циркулировать в скважине определенное время, обеспечивая расплавление и удаление отложений.
Наиболее предпочтительной считается обратная промывка, исключающая образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке.
Для расплавления парафина применяют прогрев НКТ закачкой пара, горячей нефти или нефтепродуктов.
Подачу теплоносителей в виде пара от паровой передвижной установки (ППУ) в затрубное пространство и выход его через насосно-компрессорные трубы обеспечивают расплавление и вынос его струей нефти.
Химические способы растворения АСПО.
Основными химическими реагентами для растворения АСПО являются:
простейший растворитель АСПО-керосин, растворяющая способность 1 м3 которого достигает 200 кг парафина или смол. Иногда используют бензин, хотя эффективность его отмечается лишь в 40-50% обработка.
В последние годы все более широкое применение для воздействия на ПЗП находят органические растворители, как правило, побочные продукты или отходы химических и нефтехимических производств.
В качестве водопоглатителей может быть подобрано большое число химических веществ. Для месторождений Западного Казахстана рекомендуется использовать метиловый спирт, ацетон и ацетоновые растворы кремний органических соединений.
Метиловый спирт (метанол, древесный спирт) СН3ОН – бесцветная жидкость. Метиловый спирт смешивается в любых соотношениях с водой, этанолом, диэтиловым эфиром, ацетоном, бензолом; растворим в хлороформе.
Ацетон (диметилетон; 2- пропан) СН3СОСН3 – бесцветная жидкость.
Ацетон (СН3СОСН3)не ограничено смешивается с водой, этанолом, диэтиловым эфиром, бензолом и хлороформам.
1. Морские буровые установки на платформах, их типы и особенности.
На мелководье при глубине воды до 1 м, в заболоченных районах применяют буровые баржи. Эти суда буксируются на место бурения, нижнюю часть – трюм заполняют балластом и судно затопляется.
При глубине воды от 20 до 120м применяют самоподъемные буровые установки (СПБУ) – эта конструкция имеет полый заполненный воздухом понтон, и в основании понтона имеются специальные отверстия для опор (ног). В плавучем состоянии эта конструкция может доплыть или может быть отбуксирована на место бурения после этого опоры (ноги) опускаются достигнув дна моря, сама платформа приподнимается над водой до определенной высоты, чтобы буровое оборудование оставалось сухим.
При глубине воды до 300-600 м могут быть использованы гравитационные стационарные платформы. Среди всех ныне известных платформ эта самая надежная. За морское дно они удерживаются за счет собственного веса. Нижняя часть платформы – опоры изготовляются из чугуна или железобетонных конструкций, имеют обязательно полые стенки для балласта (вода., песок). В процессе эксплуатации место балласта может занимать добытая скважинная продукция. Основание платформ выполняется округлой или ребристой формы для того чтобы уменьшить ударную силу волны или придать оптикаемость конструкции.
Полупогружные буровые платформы (ППБУ) их применяют при глубине воды от 20до 1200 м. эта платформа представляет из себя нижний понтон с полыми основаниями, сверху оснований располагается палуба с буровым оборудованием. От горизонтальных и вертикальных смещений над точками бурения эту платформу удерживают якоря, стальные цепи, натяжные связи. Эти платформы можно использовать независимо от рельефа дна моря, в основном для бурения скважин и как вспомогательные платформы.
Эксплуатационные суда – эти суда используют для постановки скважин отдаленных акваториях моря при глубине 500-800 м. оснащено буровым и эксплуатационным оборудованием, т. е. после бурения скважин на этом судне имеется оборудование для переработки скважиной продукции
Вспомогательные суда. Эти суда используют как дополнительное вспомогательное оборудование, расположенное рядом с стационарной платформой или буровым судном. В качестве вспомогательного судна могут быть использованы самоподъемные, полупогружные платформы, баржи, буксиры, катера и др.
При бурении нефтяных и газовых скважин в глубоководных районах морей и океанов использовать стационарные платформы технически сложно и экономически невыгодно. Для этого случая созданы плавучие буровые установки, способные самостоятельно или с помощью буксиров менять районы бурения.
Различают самоподъемные буровые платформы, полупогружные буровые платформы и буровые платформы гравитационного типа.
Самоподъемная буровая платформа представляет собой плавучий понтон с вырезом, над которым расположена буровая вышка. Понтон имеет трех-, четырех- или многоугольную форму. На ней размещаются буровое и вспомогательное оборудование, многоэтажная рубка с каютами для экипажа и рабочих, электростанция и склады. По углам платформы установлены многометровые колонны-опоры.
В точке бурения с помощью гидравлических домкратов колонны опускаются, достигают дна, опираются на грунт и заглубляются в него, а платформа поднимается над поверхностью воды. После окончания бурения в одном месте платформу переводят в другое.
Надежность установки самоподъемных буровых платформ зависит от прочности грунта, образующего дно в месте бурения.
Полупогружные буровые платформы применяют при глубинах 300 ...600 м, где неприменимы самоподъемные платформы. Они не опираются на морское дно, а плавают над местом бурения на огромных понтонах. От перемещений такие платформы удерживаются якорями массой 15 т и более. Стальные канаты связывают их с автоматическими лебедками, ограничивающими горизонтальные смещения относительно точки бурения.
Первые полупогружные платформы были несамоходными, и их доставляли в район работ с помощью буксиров. Впоследствии платформы были оборудованы гребными винтами с приводом от электромоторов суммарной мощностью 4.5 тысяч кВт.
Недостатком полупогружных платформ является возможность их перемещения относительно точки бурения под воздействием волн.
Более устойчивыми являются буровые платформы гравитационного типа. Они снабжены мощным бетонным основанием, опирающемся на морское дно. В этом основании размещаются не только направляющие колонны для бурения, но также ячейки-резервуары для хранения добытой нефти и дизельного топлива, используемого в качестве энергоносителя, многочисленные трубопроводы.
Морское дно в месте установки гравитационных платформ должно быть тщательно подготовлено. Даже небольшой уклон дна грозит превратить буровую в Пизанскую башню, а наличие выступов на дне может вызвать раскол основания. Поэтому перед постановкой буровой <на точку> все выступающие камни убирают, а трещины и впадины на дне заделывают бетоном.
Все типы буровых платформ должны выдерживать напор волн высотой до 30 м, хотя такие волны и встречаются раз в 100 лет.
Плунжерный лифт
Среди методов механизированной добычи реже всех используется плунжерный лифт. Он применяется менее чем в одном проценте всех скважин с механизированной добычей. Чаще всего его используют в ситуациях, когда имеется некоторый естественный поток. Тем не менее на некоторых скважинах этот метод особенно удобен, в частности в скважинах с высоким газовым фактором или в газовых скважинах с низким забойным давлением и низкой производительностью. В таких скважинах скорость тока по насосно-компрессорной колонне слишком мала, чтобы выносить флюиды на поверхность. В насосно-компрессорной колонне происходит разделение: скважина заполняется жидкостью и перестает течь. При плунжерном лифте используется плунжер, который движется вверх и вниз по насосно-компрессорной колонне. Внутри плунжера имеется перепускной клапан, открывающийся по достижении верха насосно-компрессорной колонны и закрывающийся при ударе о ее дно (рис. 10.9). Посадка плунжера в насосно-компрессорной колонне снижает обратный проскок жидкости сквозь газ, т.е. подгоняет ее, как показано на рис. 10.10.
Плунжерный подъем применяется для продления срока эксплуатации нефтяных и газовых скважин, где для добычи используется собственная энергия скважины. Тем не менее с пакером, всасывающим клапаном и установкой периодического газлифта плунжерный подъемник может также использовать внешний источник газа, это позволяет достичь лучших результатов, чем одна только газлифтная установка периодического действия. Плунжерный подъем применяется и на скважинах, где добыче мешают отложения парафина, соли или осадок на стенках насосно-компрессорной колонны. Работа плунжера в насосно-компрессорной колонне помогает удалить эти отложения прежде, чем они нарастут до такой степени, что будут мешать добыче.
Рис. 10.9. Основные части плунжерного подъемника
Рис. 10.10. Цикл работы плунжерного подъемника: а— скважина закрыта с маленьким поверхностным давлением, плунжер держится в ловушке, перепускной клапан открыт; б— скважина закрыта, давление нарастает, плунжер выпущен с открытым клапаном, жидкость накапливается на дне насосно-компрессорной колонны; в — скважина закрыта, плунжер ударяется о дно, жидкость оказывается над плунжером; г — скважина открыта, плунжер с грузом жидкости поднимается под действием расширяющегося газа, перепускной клапан закрыт; д — скважина открыта, плунжер сталкивается с крышкой, ловушка срабатывает, перепускной клапан открывается. Далее скважина закрывается и цикл повторяется
Системы плунжерного подъема работают в большинстве случаев в автоматическом режиме или с применением датчиков давления, и можно встретить лишь несколько случаев с ручным управлением. Автоматические регуляторы длительности цикла, плунжеры и ловушки, используемые в системах плунжерного подъема, могут быть весьма различны.
Важнейшее достоинство плунжерного лифта — низкая себестоимость. Установка плунжерной системы относительно недорога, и эксплуатационные расходы невелики по сравнению с другими системами. Плунжерные системы могут устанавливаться на талях, и в случае морских скважин они не требуют дополнительного места на платформе.
Плунжерные подъемники могут быть модифицированы для использования в наклонно направленных скважинах и на скважинах, уже работающих с применением периодического газлифта, что улучшает производительность и эффективность добычи.
Главным недостатком плунжерных подъемников является непригодность для скважин с высокой нормой отбора. Заклинивание плунжера и проблемы с выносом песка могут вызывать остановки добычи. Еще один недостаток плунжерного подъема заключается в том, что пульсирующий поток из скважины может отрицательно сказаться на эффективности наземного оборудования.