ПРИМЕНЕНИЕ МАГНИТНЫХ ПОЛЕЙ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ. Очистка парафина добыча нефти


Очистка от парафинов - Справочник химика 21

    Для производства смазочных масел наибольшее значение имеют парафиновые нефти, которые отличаются хорошими вязкостно-температурными свойствами (высоким индексом вязкости). После традиционных процессов очистки парафиновое минеральное масло обладает хорошими эксплуатационными свойствами. [c.12]     Но во всяком случае перегонка кислого гудрона, получаемого при сернокислотной очистке парафиновых масел, не позволяет обнаружить образования парафина. [c.128]

    Подлежащая очистке парафиновая масса поступает в аппарат первичной подготовки плавитель 1, где происходит ее нагрев до 90-95°С, расплавление и частичный отстой воды. Далее расплавленная масса самотеком поступает в смеситель 2, куда подается расчетное количество растворителя-бензина. Образовавшаяся смесь насосом 3 направляется в отстойник 4, куда для улучшения расслоения подается вода. После отделения водного раствора солей и механических примесей бензиновый раствор очищенной парафиновой массы откачивается в емкость 5. Бензиновый раствор парафина насосом подается в трубчатую печь 6 для нагрева до 150- 200°С, после чего поступает в отгонную колонну 7. Легкие погоны с верха колонны через конденсатор-холодильник 8 поступают в емкость-отстойник 9 для сбора продуктов и удаления воды. Товарный озокерит-сырец отводится с низа колонны. Такой озокерит по качеству не уступает природным озокеритам. [c.163]

    Результаты сульфирования ароматических углеводородов при очистке парафиновых углеводородов волновым воздействием [c.77]

    Типовой комплекс для производства смазочных масел включает несколько стадий извлечения растворителями. Ароматические компоненты с низким индексом вязкости (VI) обычно удаляют методом селективной сольвентной очистки. Парафиновые компоненты с высокой температурой застывания затем удаляют на другой стадии селективной сольвентной очистки. Обе эти стадии очистки потребляют значительное количество энергии и они значительно увеличивают стоимость производства смазочных масел. На рисунке 9 показан типовой комплекс производства смазочных масел, где гидрокрекинг и каталитическое обеспарафинивание заменяют процессы очистки. Установки гидрообработки обеспечивают значительные сбережения энергии по сравнению с установками очистки. Несколько важных преимуществ приводятся на примерах ниже. [c.395]

    Цель работы. Целью работы является разработка научных основ и технологического оформления процесса сорбционной очистки парафинового сы- [c.3]

    Установлено, что исследуемые глины при очистке парафинового сырья (жидких и твердых парафинов) проявляют обесцвечивающую способность сравнимую с эффективными промышленными адсорбентами. [c.21]

    В качестве сульфирующего агента в производстве ор-, ганических синтетических продуктов при получении уксусного ангидрида, диметилсуль-фата, дымообразующих веществ, фармацевтических, препаратов при ацетилировании целлюлозы для очистки парафиновых углеводородов [c.155]

    Секция дистилляции состоит из колонны товарного изоамилена и небольшой колонны очистки парафинового растворителя. [c.72]

    НЕЙТРАЛЬНОЕ МАСЛО ОТ ОЧИСТКИ ПАРАФИНОВОГО ФИЛЬТРАТА [c.196]

    Применяют в качестве сульфирующего агента при получении хлорангидридов сульфокислот в производстве синтетических органических продуктов, например при синтезе сахарина, для получения сульфокислот из нитропроизводных нафталинового ряда, при ацетилировании целлюлозы и при получении уксусного ангидрида, а также для получения диметилсульфата, для очистки парафиновых углеводородов, выделяемых из нефти, при получении дымообразующих веществ, для производства фармацевтических препаратов. [c.101]

    Кислота хлорсульфоновая 802(0Н С1. Характеристика. Прозрачная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета, дымит на воздухе получается при соединении хлористого водорода с серным ангидридом. Применяется в качестве сульфирующего агента при получении хлорангидридов сульфокислот, в производстве синтетических органических продуктов, для очистки парафиновых углеводородов, выделяемых из нефти, в фармацевтической промышленности и т. д. [c.213]

    Селективная очистка фурфуролом. Фурфурол в настоящее время широко применяется в качестве экстрагента, селективность которого выше селективности диоксида серы, причем селективность снижается по мере повышения температуры медленнее, чем у других экстрагентов. Благодаря этому фурфурол может использоваться для очистки парафиновых масел с высокими температурами застывания, для которых требуются высокие температуры экстракции. Этот растворитель особенно хорош для компонентов дистиллятов, чувствительных к окислению и ответственных за склонность смазочных масел к шламо- и нагарообразованию. Этот растворитель хорош также для сильно окрашенных компонентов, для смол и сернистых соединений. Фурфурол даже в водных растворах не обладает коррозионной агрессивностью и образует с водой азеотропную смесь с температурой кипения 97 °С. [c.67]

    Фенол особенно пригоден для очистки парафиновых масел, нуждающихся в высокой температуре экстракции. Недостатки фенола заключаются в его слабой универсальности для различного сырья и высокой токсичности, что вызывает необходимость предусматривать специальные меры по технике безопасности. Поэтому многие фенольные установки переводят на другие растворители, в частности на н-метил-2-пирролидон. [c.72]

    Нетоксичность, высокая селективность и применимость к очистке парафиновых и нафтеновых масел делают НМП перспективным альтернативным растворителем. Процесс дуосол с одновременной экстракцией и деасфальтизацией применяется главным образом для получения высококачественных деасфальтизатов из вакуумных остатков. [c.72]

    Жидкий диоксид серы используют при низких температурах экстракции, поэтому он непригоден для селективной очистки парафиновых масел с высокими температурами застывания. Процесс применяют главным образом для очистки нафтеновых масел. Недостатки этого растворителя заключаются в коррозионной агрессивности и токсичности и затратах, связанных с предотвращением загрязнения атмосферы. [c.73]

    Применяемый в нефтяной промышленности для очистки парафинового гача, т. е. сырого парафина, метод потения был проверен и для очистки буроугольного парафина сначала в лаборатории, а затем и на опытной полупромышленной установке. При этом были получены не вполне удовлетворительные результаты в отношении выхода парафина к тому же этот метод очень громоздок. Поэтому в дальнейшей работе был применен метод селективного растворения, причем в качестве растворителя брался дихлорэтан. Кристаллизация производилась в условиях постепенного понижения температуры от 50 до 0° в течение суток, причем было взято количество дихлорэтана, равное четырехкратному по отношению к сырому парафину. Отфильтрованный через нутч-фильтр парафин промывался охлажденным дихлорэтаном в количестве, равном по весу взятому в обработку сырому парафину. При этом получался парафин-кристалли-зат с 91 % парафина. При этой обработке происходила лишь незначительная потеря парафина. [c.114]

    При кислотной очистке парафиновые и нафтеновые углеводороды, входящие в состав масляного полупродукта, не изменяются, в то время как ароматические углеводороды под действием крепкой серной кислоты хотя и медленно, но все же заметно реагируют с кислотой (частично сульфируются) и частично растворяются в ней. Чем больше ароматических углеводородов содержится в полупродукте, тем больше растворяется их [c.25]

    Ароматические углеводороды гидрируются, превращаясь в нафтеновые углеводороды, а водород взаимодействует с гетероатомами сернистых и азотистых соединений, образуя соответственно сероводород и аммиак. В результате гидроочистки получают бесцветные, светостойкие жидкие продукты, более пригодные для дальнейшей химической переработки. Из высокопарафинистых исходных фракций при такой очистке получают пригодное для промышленного использования парафиновое сырье. [c.15]

    Однако нефтяные углеводородные фракции с температурой кипения, начиная приблизительно от 100°, представляют собой весьма еоднородные смеси, в которых соотношение различных типов углеводородов (парафиновых, нафтеновых и ароматических) в значительной степени зависит от происхождения исходной нефти. Поэтому успешная химическая переработка подобных продуктов оказывается невозможной без предварительного разделения на отдельные компоненты (главным образом физическими способами) и дополнительной химической очистки парафиновой фракции. [c.13]

    Сернокислотнаи очистка парафиновых фракций от ароматических углеводородов [c.75]

    При процессе очистки парафиновых углеводородов нормального строения центрифуга Шарплес диаметром 508 мм имеет производительность 450— МО кгЫас кристаллов, содержащих 93—96% н-парафинов [1 ]. [c.96]

    Как следует из приведенных данных, с уг [ублением очисткп резко меняются свойства переходящих в экстракт ароматических (или пафтено-ароматических) углеводородов. Уменьшаются плотность, показатель преломления, вязкость, молекулярный вес и содержание серы. Возрастают температура застывания и анилиновая точка вследствие обо] аще-ния экстрактов последних стадий очистки парафиновыми и нафтеновыми углеводородами. [c.232]

    Luther и Harder предложили предварительную очистку парафиновых или нафтеновых углеводородов путем обработки их разбавленной азотной кислотой при 80—100° и затем крепкой серной кислотой. Для удаления сернистых соединений (перед окислением углеводородов воздухом в присутствии катализатора стеарата марганца зь) была предложена П1>едварительная гидрогенизация под давлением в присутствии металлов IV — VII групп. [c.1005]

    Селективная очистка парафинового гатча метанолом [c.155]

    На фиг. 75 показана упрощенная принципиальная схема мета-нольной очистки парафинового гатча. Примерно по такой же схеме может быть проведена и очистка фракций смолы или самой смолы. [c.155]

    Применяют в качестве сульфирующего агента при получении хлорангидридов сульфокислот в производстве синтетических органических продуктов, например при синтезе сахарина, для получения сульфокислот из нитропроизводных нафталинового ряда, при ацетилировании целлюлозы и при получении уксусного ангидрида, а также для получения диметилсулт.фата, для очистки парафиновых углеводородов, выделяемых из нефти, при получении дымообразующих веществ, для производства ( )армацевтиче-ских препаратов. Выпускают два сорта. Содержание хлорсуль-фоново кислоты в продукте I сорта должно быть не менее 94 о и П сорта—92%. Уд. вес ( 1 ) для обоих сортов 1,720—1,765. [c.72]

    Линии I — смесь раввоки-ПЯ1ЦИХ парафиновых и ароматических углеводородов // — неароматическая составная часть III — фенольный экстракт IV — ароматические углеводороды на кислотную очистку V— свежий фепол VI — циркулирующий фенол. [c.108]

    Так же как для хлорирования и сульфохлорирования, наилучшим техническим исходным материалом для нитрования являются когазин I и II и парафиновый остаток синтеза Фишера — Тропша. Это сырье подвергают очистке путем облагораживающего гидрирования, после этого оцо представляет смесь вполне насыщенных парафиновых углеводоро-родов нормального строения, практически свободных от примесей нафте-нов и ароматических соединений. [c.310]

    Смеси парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, содержащиеся в нефти или в ее фракциях, а также азотистые, серлистые и кислородные соединения, содержащиеся частично в форм г гетероциклических соединений, и прочие примеси почти непригодны для сульфохлорирования. Лишь после очистки, например гидрированием под высоким давлением, которое превращает азот азотистых соединений в аммиак, серу сернистых соединений в сероводород, кислород кислородных соединений в воду, а ароматические углеводороды в нафтены, обраауется смесь углеводородов, которая более пригодна для сульфохлорирования. [c.374]

    В приведенном ниже примере описывается десульфирование высокомолекулярного парафинового сульфохлорида [47]. 1000 г смеси додеканмоносульфохлоридов (полученной сульфохлорированием н-додекана с последующей очисткой от непрореагировавшего углеводорода перегонкой с водяным паром в вакууме и от ди- и полисульфохлоридов— осаждением пентаном при —35°) с содержанием 13,25% гидролизующегося хлора (теоретически 13,20%) растворяли в 2000 мл ксилола и кипятили с обратным охлаждением в течение 16 час. Температура при этом поддерживалась примерно 144°. По окончании -выделения сернистого газа ксилол перегоняли при давлении 500 мм рт. ст. в колонке высотой 1 м с кольцами Рашига. [c.387]

    Неочищенный продукт в зависимости от пределов кипения (когазин I—140—180°, когазин II—180—250°) содержит различные количества веществ, поглощаемых раствором пятиокиси фосфора в серной кислоте. Эти примеси сильно мешают сульфохлор ироваиию. Поэтому их гидрированием под высоким давлением превращают в парафины или удаляют очисткой, например, концентрированной серной кислотой. При очистке серной кислотой, практикуемой в нефтяной промышленности, составные части, подлежащие удалению, теряются. При восстановлении же под высоким давлением они превращаются в парафиновые углеводороды, участвующие в сульфохлорировании. Речь идет здесь в первую очередь об олефинах, далее — о небольших количествах спиртов, альдегидов и кислот. [c.396]

chem21.info

Автоматическое устройство очистки глубинно-насосной скважины от парафина

Изобретение относится к устройству очистки от парафина глубинно-насосных нефтяных скважин. Обеспечивает автоматическую очистку, удобство и простоту в установке и эксплуатации и увеличение срока работы. Сущность изобретения: устройство содержит депарафинизатор, верхний и нижний реверсы, установленные на двух концах участка нефтепровода, который начинается от устья скважины и температура на котором ниже температуры образования парафина. Депарафинизатор состоит из тела скребка, реверсивного зубца с установочным отверстием, дугообразной пластинчатой пружины и возвратной пружины кручения. На верхнем и нижнем концах тела скребка соответственно установлены три дугообразные пластинчатые пружины, равномерно разнесенные по окружности на 60 градусов относительно друг друга. По периферии тела скребка выполнены прямоугольные сквозные отверстия и двутавровые вырезы, расположенные на расстоянии друг от друга и, по меньшей мере, в трех рядах. На двух концах тела скребка выполнены лезвия, установленные под углом 60 градусов относительно друг друга. По двум боковым сторонам двутавровых вырезов выполнены на расстоянии друг от друга круглые выемки. Наверху и внизу двутавровых вырезов выполнены углубления, раскрытые вовнутрь. Реверсивные зубцы установлены по середине двутавровых вырезов. Возвратные пружины кручения симметрично установлены внутри углублений, находящихся наверху и внизу двутавровых вырезов. Острия коротких зубцов на боковых сторонах реверсивного зубца имеют форму дуги, радиус которой равен радиусу нефтепровода. Острие серединного зубца закруглено. Верхний и нижний реверсы, каждый из них, состоят из короткой втулки, разрывного кольца-ограничителя и ступенчатой пружины. Разрывное кольцо-ограничитель верхнего реверса установлено внутри конического кольцевого канала наверху короткой втулки. Ступенчатая пружина установлена обратным образом внутри кольцевого канала внизу короткой втулки. Разрывное кольцо-ограничитель нижнего реверса установлено внутри кольцевого канала в форме обратного конуса внизу короткой втулки. Ступенчатая пружина установлена внутри кольцевого канала наверху короткой втулки. 3 з.п. ф-лы, 10 ил.

 

Настоящее изобретение относится к устройству очистки от парафина нефтяных скважин, в частности относится к автоматическому устройству очистки от парафина глубинно-насосной скважины.

В процессе добывания нефти подземная сырая нефть добывается и откачивается от забоя скважины на поверхность земли, за это время давление и температура сырой нефти постепенно понижаются, а молекулы парафина в сырой нефти постепенно загустевают и осаждаются на внутренней стенке нефтепровода и на откачивающей штанге, вследствие этого проход скважины постепенно суживается и даже забит, из-за этого добываемое количество сырой нефти постепенно уменьшается, даже приходится прекратить выпуск. Для бесперебойной подачи сырой нефти от забоя на поверхность земли необходимо периодически счищать парафин с нефтепровода и с откачивающей штанги. В существующей технике имеются следующие методы очищения парафина:

1) метод термической плавки, при котором на земле при высокой температуре подогревается сырая нефть, затем наливается в нефтескважину, таким образом расплавляется осаждающий парафин, хотя этот метод очень популярен, но затрачивается большое количество сырой нефти и энергоресурсов, требуется специальное оборудование и специальный служащий персонал, тем самым повышаются расходы на добывание нефти;

2) механический метод очищения парафина, при котором на откачивающей штанге установлено несколько депарафинизаторов-скребков, при помощи такого депарафинизатора очищается осаждающий парафин, вследствие установки большого количества депарафинизаторов препятствуется скачивание сырой нефти, в таком случае не только увеличены расходы на оборудование, но и увеличена нагрузка на станок-качалку;

3) сильно-магнитный метод защиты от парафина, при котором на участке запарафинивания нефтескважины устанавливается сильномагнитное устройство для защиты от парафина, при помощи магнитного поля постоянного магнита такого устройства производится намагничивающая обработка нефтяного потока, за счет чего изменяется структура молекул парафина в нефти и замедляется процесс запарафинивания, этот метод не дает заметный эффект очищения парафина и в настоящее время почти не применяется;

4) химический метод очищения парафина, при котором специально изготовленный химический растворитель заливается в нефтепровод, тем самым расплавляется парафин и парафин очищается, но такой метод имеет более высокую себестоимость. Очень большой недостаток метода периодического очищения парафина заключается в том, что на стенке и на откачивающей штанге все больше и больше оседает парафин за период между двумя очищениями, вследствие чего увеличивается сопротивление нефти по проходу через нефтепровод, увеличивается нагрузка на станок-качалку, эффективность откачивания снижается, выпускаемое количество сырой нефти уменьшается, себестоимость увеличивается.

6 января 1993 г. в Китайском патентном бюллетене опубликована заявка на патент под названием «Мачтовый очиститель для глубинно-насосной скважины», номер публикации CN 1067703 А. Техническими особенностями указанной заявки на патент являются следующие: во-первых, острие прицепного зубца, установленного на пружине напорной доски, сильно повреждает откачивающую штангу под растягивающим усилием, из-за этого прочность откачивающей штанги сильно нарушается; во-вторых, острия коротких зубцов на боковых сторонах реверсивного зубца имеют форму прямой линии и точечно контактируют с внутренней стенкой нефтепровода, у такого острия слабая ударостойкость, оно очень легко изнашивается и под растягивающим усилием сильно повреждает внутреннюю стенку нефтепровода, при изношении острия реверсивного зубца депарафинизатор возвратно сползет на прежнее место, не сможет двигаться дальше вверх или вниз и функция автоматического очищения парафина потеряется; в-третьих, необходимо вставить кольцо в муфту каждого нефтепровода, иначе при прохождении депарафинизатором через место нахождения муфты острие короткого зубца реверсивного зубца под действием инерции отскакивания возвратной пружины в первую очередь поступит во вход следующего нефтепровода и задевается, вследствие чего потеряется функция очищения парафина; еще по причине наличия конической трубкой резьбы на нефтепроводе, и длина резьбового соединения нефтепровода зависит от силы ввинчивания и от точности обработки, то получается различная длина резьбового соединения нефтепровода, поэтому необходимо изготовлять кольцо-накладку в различных длинах для сочетания, такая работа очень трудоемка и сложна, трудно осуществима.

Целью настоящего изобретения является преодолении недостатков известных парафиноочистительных устройств и создании парафиноочистительного устройства для глубинно-насосной скважины, которое имеет рациональную конструкцию, удобно и просто в установке и эксплуатации, способно автоматически надежно работать и имеет большой срок службы.

Эта цель достигается тем, что автоматическое устройство очистки глубинно-насосной скважины от парафина содержит депарафинизатор, прижатый к откачивающей штанге, и верхний и нижний реверсы, соответственно установленные на двух концах участка нефтепровода, который начинается от устья скважины, температура на котором ниже температуры запарафинивания и который подлежит очистке от парафина, причем депарафинизатор состоит из тела скребка, реверсивного зубца с установочным отверстием, дугообразной пластинчатой пружины и возвратной пружины кручения, при этом на верхнем и нижнем концах тела скребка соответственно установлены три дугообразные пластинчатые пружины, равномерно разнесенные по окружности на 60 градусов относительно друг друга, по периферии тела скребка выполнены прямоугольные сквозные отверстия и двутавровые вырезы, расположенные на расстоянии друг от друга, по меньшей мере, в трех рядах, на двух концах тела скребка выполнены винтовые лезвия, установленные под углом, равным 60 градусов, относительно друг друга, по двум боковым сторонам двутаврового выреза выполнены расположенные на расстоянии друг от друга круглые выемки, наверху и внизу двутаврового выреза выполнены углубления, раскрытые вовнутрь, реверсивный зубец установлен по середине двутаврового выреза, возвратные пружины кручения симметрично установлены внутри углублений, находящихся наверху и внизу двутаврового выреза, острия коротких зубцов на боковых сторонах реверсивного зубца имеют форму дуги, радиус которой равен радиусу нефтепровода, острие серединного зубца закруглено, верхний и нижний реверсы, каждый состоит из короткой втулки, разрывного кольца-ограничителя и ступенчатой пружины, при этом разрывное кольцо-ограничитель верхнего реверса установлено внутри конического кольцевого канала наверху короткой втулки, ступенчатая пружина установлена обратным образом внутри кольцевого канала внизу короткой втулки, разрывное кольцо-ограничитель нижнего реверса установлено внутри кольцевого канала в форме обратного конуса внизу короткой втулки, ступенчатая пружина установлена внутри кольцевого канала наверху короткой втулки.

Около каждого установочного отверстия реверсивного зубца может быть выполнено сквозное отверстие, пружина-ограничитель установлена внутри отверстия, на каждом конце отверстия установлен стальной шарик.

На реверсивном зубце на одном конце установочного отверстия может быть выполнена кольцевая выемка.

На одном конце каждой дуговой пластинчатой пружины может быть вставлен износостойкий материал для продления срока службы парафиноочистительного устройства.

Вследствие усовершенствования формы серединного зубца и коротких зубцов на двух боковых сторонах реверсивного зубца устранена возможность появления царапин внутренней стенки нефтепровода, повысились ударостойкость и срок службы реверсивного зубца. Вставление износостойкого материала на одном конце дуговой пластинчатой пружины удлинило срок службы. Вследствие установки элемента для ограничения положения реверсивного зубца уже нет необходимости накладывания кольца внутри муфты нефтепровода, когда депарафинизатор поступает в следующий нефтепровод, проходя через муфту нефтепровода, не будет задеваться. Установка ступенчатой пружины в верхнем и в нижнем реверсере дает возможность каждому реверсивному зубцу беспрепятственно реверсироваться, депарафинизатор свободно выполняет свое движение вверх или вниз, за один день он многократно очищает парафин с нефтепровода и с откачивающей штанги, таким образом, сырая нефть беспрепятственно добывается, а эффективность откачивания не уменьшается, экономятся большие расходы на очищение парафина, получается явный экономический эффект.

Далее приводится подробное описание изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:

фиг.1 изображает парафиноочистительное устройство согласно настоящему изобретению в рабочем состоянии;

фиг.2 изображает схему реверса в сборе;

фиг.3 изображает схему дуговой пластинчатой пружины;

фиг.4 изображает развернутую схему и сечение тела скребка;

фиг.5 изображает схему положений круглых выемок по боковым сторонам двутаврового выреза на теле скребка;

фиг.6 изображает схему реверсивного зубца;

фиг.7 изображает схему узла реверсивного зубца в сборе;

фиг.8 изображает схему конструкции реверсивного зубца другого типа;

фиг.9 изображает схему конструкции возвратной пружины;

фиг.10 изображает схему поворота реверсивного зубца при прохождении депарафинизатора через муфту нефтепровода.

Показанное на фиг.1-10 автоматическое устройство очистки глубинно-насосной скважины от парафина содержит депарафинизатор, состоящий из тела скребка 3, реверсивного зубца с установочным отверстием 4, дугообразной пластинчатой пружины 2 и возвратной пружины 16 кручения. На верхнем и нижнем концах тела скребка 3 соответственно установлены три дугообразных пластинчатых пружины 2, равномерно разнесенные по окружности на 60 градусов относительно друг друга. По периферии тела скребка 3 выполнены прямоугольные сквозные отверстия и двутавровые вырезы, расположенные на расстоянии друг от друга в трех рядах. На двух концах тела скребка 3 выполнены лезвия 19 (фиг.4), установленные под углом, равным 60 градусов, относительно друг друга. По двум боковым сторонам двутаврового выреза выполнены расположенные на расстоянии друг от друга круглые выемки 10, наверху и внизу двутаврового выреза выполнены углубления 17 (фиг.4), раскрытые внутрь. Реверсивный зубец 4 установлен по середине двутаврового выреза. Возвратные пружины 16 кручения симметрично установлены внутри углублений 17, находящихся наверху и внизу двутаврового выреза. Острия 11 коротких зубцов на боковых сторонах реверсивного зубца 4 имеют форму дуги, радиус которой равен радиусу нефтепровода. Острие 12 серединного зубца закруглено.

Устройство содержит также верхний и нижний реверсы, каждый из которых состоит из короткой втулки 1, разрывного кольца-ограничителя 5 и ступенчатой пружины 6. Разрывное кольцо-ограничитель 5 верхнего реверса установлено внутри конического кольцевого канала наверху короткой втулки 1. Ступенчатая пружина 6 установлена обратным образом внутри кольцевого канала внизу короткой втулки 1. Разрывное кольцо-ограничитель 5 нижнего реверса установлено внутри кольцевого канала в форме обратного конуса внизу короткой втулки 1. Ступенчатая пружина 6 установлена внутри кольцевого канала наверху короткой втулки 1.

Около каждого установочного отверстия реверсивного зубца 4 выполнено сквозное отверстие 18 (фиг.6). Пружина-ограничитель 13 установлена внутри отверстия 18, на каждом конце отверстия 18 установлен стальной шарик 14 (фиг.10).

На реверсивном зубце 4 на одном конце установочного отверстия выполнена кольцевая выемка 15.

На одном конце каждой дугообразной пластинчатой пружины 2 вставлен износостойкий материал.

Вышеописанное устройство работает следующим образом.

В первую очередь, верхний и нижний реверсы необходимо соответственно установить на верхнем конце и нижнем конце участка 7 нефтепровода, этот участок начинается от устья скважины и температура на этом участке ниже температуры запарафинивания, именно на этом участке нужно производить очистку парафина; далее необходимо прижимать депарафинизатор к откачивающей штанге 9 и поставить вверх острия всех реверсивных зубцов 4, депарафинизатор, следуя за откачивающей штангой 9, поступает с верхнего реверса на участок нефтепровода, где нужно производить очищение парафина, на этом заканчивается установка. Когда откачивающая штанга 9 двигается вниз, депарафинизатор тоже перемещается вниз, следуя за откачивающей штангой 9, лезвие 19 на нижнем конце тела скребка 3 очищает парафин от внутренней стенки нефтепровода; когда откачивающая штанга 9 двигается вверх, по причине однонаправленного действия реверсивного зубца 4 депарафинизатор не сможет перемещаться вверх вместе с откачивающей штангой 9, между откачивающей штангой 9 и дуговыми пластинчатыми пружинами 2, находящимися на двух концах депарафинизатора, возникает относительное скольжение, то есть дуговые пластинчатые пружины 2 производят очищение парафина с откачивающей штанги 9, откачивающая штанга 9 совершает возвратное движение вверх и вниз, и депарафинизатор непрерывно очищает парафин с внутренней стенки нефтепровода и с откачивающей штанги 9, одновременно перемещаясь от верхнего конца нефтепровода до нижнего. При прохождении депарафинизатором через муфту 8 нефтепровода реверсивный зубец 4 под действием силы инерции возвратной пружины кручения продолжает свое поворотное движение по причине того, что возвратные пружины 16, соответственно установленные в верхнее и нижнее углубления 17 на двутавровом вырезе тела скребка, отскакивают в свободное состояние. В это время угол между коротким зубцом реверсивного зубца 4 и осью составляет β, за счет толкания стальной шарик 14 попадает в круглую выемку на одной стороне двутаврового выреза на теле скребка. Пружиной-ограничителем 13, установленной внутри сквозного отверстия 18 реверсивного зубца 4, ограничивается угол β равным или меньшим 90 градусов при контакте реверсивного зубца 4 с возвратной пружиной 16, находящейся в свободном состоянии, тем самым обеспечивается беспрепятственный проход депарафинизатором через муфту 8 нефтепровода задевания. Ограничение положения реверсивного зубца 4 можно осуществить следующим образом, на одном конце установочного отверстия реверсивного зубца 4 выполнить зенковку 15, в эту зенковку установить круглую пружину. Вслед за возвратным движением откачивающей штанги 9 вверх и вниз депарафинизатор продолжает свое перемещение вниз, при поступлении в нижний реверс депарафинизатор в первую очередь проходит ступенчатую пружину 6, установленную внутри кольцевого канала наверху короткой втулки 1, потом заставляет разрезное кольцо-ограничитель 5, которое установлено внутри кольцевого канала в форме обратного конуса внизу короткой втулки 1, перемещаться вниз, за счет действия канала в форме обратного конуса диаметр разрезного кольца-ограничителя 5 постепенно уменьшается, когда уменьшение диаметра разрезного кольца-ограничителя 5 достигает размера, меньшего, чем диаметр тела скребка 3, депарафинизатор больше не будет перемещаться вниз вслед за движением вниз откачивающей штанги 9, но сможет перемещаться вверх вслед за движением вверх откачивающей штанги 9. Когда депарафинизатор, перемещаясь вверх, проходит ступенчатую пружину 6, все реверсивные зубцы изменяют направление, наклоняясь вниз, таким образом депарафинизатор сможет продолжать свое перемещение вверх вслед за движением вверх откачивающей штангой 9, лезвие на верхнем конце тела скребка 3 производит очищение парафина с внутренней стенки нефтепровода. Когда откачивающая штанга 9 двигается вниз, депарафинизатор уже не будет вслед за ним перемещаться вниз, в это время между откачивающей штангой 9 и дуговой пластинчатой пружиной 2 возникает относительное скольжение, то есть производится очищение парафина от откачивающей штанги 9. Вслед за дальнейшим движением откачивающей штанги 9 вверх и вниз депарафинизатор постепенно перемещается вверх, когда поступит в верхний реверс, изменяя направление, перемещается вниз, таким образом циклически повторяется. Каждый день производится автоматическое очищение парафина с внутренней стенки нефтепровода и с откачивающей штанги 9 многократно при перемещении депарафинизатора вверх и вниз. В связи с дугообразной формой 11 остриев коротких зубцов на двух боковых сторонах реверсивного зубца 4 и равенства радиуса этой дуги радиусу нефтепровода и в связи с округленным острием 12 серединного зубца реверсивного зубца 4 ликвидирована царапина внутренней стенки нефтепровода, повысилась ударостойкость и износостойкость острия зубца, продлен его срок службы.

1. Автоматическое устройство очистки глубинно-насосной скважины от парафина, содержащее депарафинизатор, имеющий возможность прижатия к откачивающей штанге, и верхний и нижний реверсы, соответственно установленные на двух концах участка нефтепровода, который начинается от устья скважины, температура на котором ниже температуры образования парафина и который подлежит очистке от парафина, причем депарафинизатор состоит из тела скребка, реверсивного зубца с установочным отверстием, дугообразной пластинчатой пружины и возвратной пружины кручения, при этом на верхнем и нижнем концах тела скребка соответственно установлены три дугообразные пластинчатые пружины, равномерно разнесенные по окружности на 60° относительно друг друга, по периферии тела скребка выполнены прямоугольные сквозные отверстия и двутавровые вырезы, расположенные на расстоянии друг от друга, по меньшей мере, в трех рядах, на двух концах тела скребка выполнены лезвия, установленные под углом, равным 60° относительно друг друга, по двум боковым сторонам двутавровых вырезов выполнены расположенные на расстоянии друг от друга круглые выемки, наверху и внизу двутавровых вырезов выполнены углубления, раскрытые вовнутрь, реверсивные зубцы установлены посередине двутавровых вырезов, возвратные пружины кручения симметрично установлены внутри углублений, находящихся наверху и внизу двутавровых вырезов, острия коротких зубцов на боковых сторонах реверсивного зубца имеют форму дуги, радиус которой равен радиусу нефтепровода, острие серединного зубца закруглено, верхний и нижний реверсы, каждый из них, состоят из короткой втулки, разрывного кольца-ограничителя и ступенчатой пружины, при этом разрывное кольцо-ограничитель верхнего реверса установлено внутри конического кольцевого канала наверху короткой втулки, ступенчатая пружина установлена обратным образом внутри кольцевого канала внизу короткой втулки, разрывное кольцо-ограничитель нижнего реверса установлено внутри кольцевого канала в форме обратного конуса внизу короткой втулки, ступенчатая пружина установлена внутри кольцевого канала наверху короткой втулки.

2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что около каждого установочного отверстия реверсивного зубца выполнено сквозное отверстие, пружина-ограничитель установлена внутри отверстия, на каждом конце отверстия установлен стальной шарик.

3. Устройство по пп.1 и 2, отличающееся тем, что на реверсивном зубце на одном конце установочного отверстия выполнена кольцевая выемка.

4. Устройство по пп.1-3, отличающееся тем, что на одном конце каждой дуговой пластинчатой пружины вставлен износостойкий материал.

www.findpatent.ru

Борьба с отложениями парафина при эксплуатации скважин штанговыми насосами

52 Борьба с отложениями парафина при эксплуатации скважин штанговыми насосами.

На большинстве нефтяных месторождений России в составе нефти имеется парафин. При добыче нефти с содержанием парафина в глубинно-насосных скважинах возникают осложнения из-за выпадения парафина на стенках НКТ, штангах и в узлах глубинного насоса. Отложение парафина на стенках НКТ приводит к сокращению их поперечного сечения. Борьба с отложениями парафина ведется различными методами. 1. Наибольшее применение на нефтяных промыслах получил метод закачки нагретой до 100-150° нефти в затрубное пространство скважины при обязательной работе глубинного насоса. Нагретая нефть при движении по стволу скважины нагревает НКТ, и при создании в скважине температуры выше температуры плавления парафина парафин расплавляется и струей жидкости выносится потоком нефти на поверхность. 2. Периодически в межтрубное пространство скважины закачивают острый пар Т 300° от паро-передвижной установки ППУ производительностью 1 т пара в час при работе насосной установки. Перегретый острый пар и конденсирующаяся из него горячая вода прогревают НКТ, парафиновые отложения расплавляются и потоком жидкости выносятся на поверхность в выкидную линию. 3. Закачкой в межтрубное пространство ингибиторов парафиноотложения. 4. Закачкой в межтрубное пространство различных растворителей парафина керосин, солярка, нестабильный бензин, которые, попадая через насос в трубы, растворяют и смывают парафин. 5. Механический способ борьбы с отложением парафина в насосных скважинах с использованием металлических, пластинчатых скребков, устанавливаемых привариваемых на штангах. Пластинчатые скребки изготавливают из листовой стали шириной на 2-3 мм меньше соответствующего внутреннего диаметра НКТ. Скребки, установленные на штангах, вращаются на заворот с помощью штанговращателя. При неосторожном подъеме скребки сбиваются и порой создают трение метал о метал, что приводит к большим осложнениям. 6. На промыслах с целью борьбы с отложениями парафина применяют остеклованные, эмалированные НКТ, а также трубы с эпоксидным покрытием. Однако при погрузке, разгрузке и перевозке их часто, особенно в остеклованных трубах, покрытие местами разрушается от ударов, что приводит к заклиниванию плунжера стеклянной крошкой. Наиболее эффективно работают НКТ с внутренним покрытием эпоксидными смолами. Они более устойчивы к механическим нагрузкам и снижают интенсивность отложения парафина в НКТ.

53 Осложнения при эксплуатации скважин штанговыми насосами.

При эксплуатации скважин штанговыми насосными установками часто возникают осложнения: 1. Большое количество свободного газа, поступающего вместе с нефтью в скважину. 2. Вынос вместе с нефтью песка в скважину. 3. Отложения парафина в насосе, насосно-компрессорных трубах и штангах. 4. Искривление ствола скважины. вредное влияния газа на насос, уменьшающего коэффициент наполнения насоса. Уменьшение вредного пространства на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан. В промысловых условиях часто увеличивают глубину погружения насоса на глубину, где давление равно давлению насыщения, вредное влияние газа прекращается, так как на этой глубине свободною газа нет. Применяются также газовые якоря. Работа газовых якорей основана на отделении газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование принципа центрифугирования при завихрении потока. Вынос вместе с нефтью к забою скважин песка. При попадании песка в насос нарушается подгонка плунжера, вследствие увеличивается утечка жидкости через клапаны, а часто заклинивается плунжер в насосе, проходят обрывки штанг, прекращается подача жидкости из скважин и скважина выводится в ремонт. Межремонтный период в таких скважинах очень низкий. Борьба с вредным влиянием песка ведется с помощью различных фильтров, песчаных якорей. В песочном якоре частичное отделение песка из жидкости происходит за счет поворота струи на 180°. Песок отделяется и скапливается в нижней части якоря. По заполнении трубы песком якорь поднимают на поверхность и очищают Длину песчаного якоря выбирают из расчета, чтобы время заполнения его песком приравнивалось времени износа и смены глубинного насоса. Парафин. При добыче нефти с содержанием парафина в глубинно-насосных скважинах возникают осложнения из-за выпадения парафина на стенках насосно-компрессорных труб, штангах и в узлах глубинного насоса. Отложение парафина на стенках насосно-компрессорных труб приводит к сокращению их поперечного сечения, одновременно с отложением парафина на стенках насосно-компрессорных труб парафин откладывается и на стенках штанг, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости. Парафин, попадая под клапаны, нарушает их герметичность, что может привести к прекращению подачи жидкости и остановке скважины. из-за значительного отложения парафина происходит обрыв штанг. Так как в этом случае скважину заглушить невозможно, то при подъеме штанг плунжер срезает парафин со стенок труб и создаст за собой сплошную парафиновую пробку, которая вытесняет всю жидкость из труб на поверхность, в результате чего загрязняется территория вокруг скважины. В некоторых случаях парафиновая пробка уплотняется настолько, что подъем колонны штанг становится практически невозможным. Тогда штанги извлекают отдельными секциями, отвинчивая их отдельными секциями, или поднимают вместе с трубами.

54 Причины и факторы снижения проницаемости призабойной зоны пласта.

проницаемость призабойной зоны пласта практически никогда не является постоянной, а изменение ее во времени идет, как правило, в сторону снижения.

Одним из главных условий, влияющих на добывные возможности скважины, является качество вскрытия продуктивного пласта. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта ПЗП происходит и в процессе эксплуатации скважин по различным причинам. К ним можно относить: — глушение скважин перед подземным ремонтом некондиционными растворами или водой с повышенным содержанием мехпримесей; — несоблюдение технологии проведения различных геолого-технических мероприятий ГТМ; — несвоевременное и некачественное освоение скважин после проведения геолого-технических мероприятий кислотные обработки, обработки ПЗП оксидатом и т.д; — отложения смолопарафиновых соединений; — закачку в пласт воды при заводнении с превышением допустимых норм по механическим примесям. Интенсивному загрязнению призабойной зоны пласта, иногда с полной потерей проницаемости, подвергаются нагнетательные скважины, имеющие высокую естественную первоначальную проницаемость.

Факторы, снижающие гидропроводность призабойной зоны скважин можно отнести к трем группам: гидромеханические, термохимические и биологические. Гидромеханические факторы в большей степени проявляются в нагнетательных скважинах. Они основаны на гидромеханическом загрязнении фильтрующей поверхности призабойной зоны механическими примесями и углеводородными соединениями, содержащимися в закачиваемой в пласт воде. К термохимической группе факторов, снижающих гидропроводность ПЗП, относятся нерастворимые осадки, которые образуются при смешивании пресной и пластовой воды. При этом может наблюдаться образование неорганических солей, гипса, выпадение кристаллов парафина.

К этой же группе факторов снижения гидропроводности относится набухание глин при воздействии на них различного состава вод. К биологической группе факторов, ухудшающих гидропроводность призабойной зоны пласта ПЗП, относится загрязнение ее продуктами жизнедеятельности микроорганизмов и бактерий. При заводнении нефтяных пластов водами, содержащими сульфатосоединения, возможно заражение скважин сульфатвосстанавливающими бактериями СВБ Сюда же можно отнести загрязнения ПЗП биомассой, приносимой закачиваемой водой, взятой из водоемов с активно развитыми биогенными процессами.

55 Осложнения в работе фонтанных скважин. Методы борьбы с отложениями парафина, смол, солей, очистка от песчаных пробок.

Чаще встречающиеся осложнения в работе фонтанных скважин: 1Открытое фонтанирование скважины в рез-те нарушения герметичности устьевой арматуры. 2пульсация при фонтанировании которая может привести к аварии 3 скопление пластовой воды на забое скважины в результате чего скважина может перестать фонтанировать 4 образование смолопарафинистых отложений на внутренней поверхности насосно компрессорных труб и выкидных линиях скважины. 5образование песчаных пробок на забое и в НКТ при добыче нефти из продуктивных пластов, из которых вместе с нефтью выходит песок. 6 отложение солей в насосно-компрессорных трубах и на забое скважины. Способы борьбы с парафином: 1 механический способ. Аскребки. их спускают на стальной проволоке. Спуск осуществляется под действием тяжести груза, который привязывают к скребку, а наверх скребок поднимается лебедкой. очистка осуществляется при работающей скважине. Ножки скребка во время подъема раздвигаются под действием силы тяжести. б Подъем запарафиненых НКТ на поверхность, очистка их от парафина механическими скребками или с помощью прогрева паром и спуск их в скважину. в применение автоматических летающих скребков. не нашли широкого применения 2. Тепловые способы: а Прогрев НКТ с помощью закачки острого перегретого пара в затрубное пространство скважины. б Прогрев НКТ и удаление с их внутренней поверхности парафина путем закачки в скважину подогретой до 120°-150° нефти. 3. Применение НКТ с покрытием их внутренней поверхности стеклом, эмалью или эпоксидной смолой. 4. Применение растворителей. насосами-дозаторами в затрубное пространство при работающей скважине закачивают легкие УВ конденсат, нестабильный бензин, другие химические реагенты. При закачке легких углеводородов парафин растворяется. Открытое фонтанирование: для предупреждения, арматура и отдельные ее эл-ты должна опресовываться на Х2 давление. Так же применяются различные отсекатели, которые спускаются в скважину на различн глубину. Пульсация: 1спускаются НКТ до интервала, где давление ниже давления насыщения. 2периодически сбрасывают газ из затрубного пространства 3устанавливают пакер в скважине 4устанавливают в 40-50 см от башмака труб клапан с малыми отверстиями. Скопление воды: для предупреждения на забое и обеспечения выноса ее на поверхность за счет увеличения скорости подъема жидкости из скважины спускают НКТ до забоя. Иногда для удаления используют компрессор нагнетают газ в затрубное пространство и он вытесняет воду и скважина вновь начинает фонтанировать

56 Виды транспорта нефти и их сравнительная эффективность.

Транспорт нефти и нефтепродуктов основные виды транспорта нефти и нефтепродуктов: 1трубопроводный 2водный 3железнодорожный 4автомобильный. Самым экономичным является трубопроводный. преимущества: 1.низкая стоимость перевозок; 2.возможность строительства трубопроводов в любом месте и направлении и на требуемые расстояния; 3.простота обслуживания; 4.бесперебойность работы и гарантированное обеспечение потребителей, независимо от погодных условий, времени года и суток; 5.высокая степень автоматизации; 6.снижение потерь нефти и нефтепродуктов при их транспортировании и т.д. недостатки: 1.большие первоначальные затраты на строительство магистральных нефтепроводов; 2.некоторые ограничения на количество сортов энергоносителей. Железнодорожный транспорт-наиболее распространенный вид транспорта для перевозки нефти и нефтепродуктов. Перевозка нефти и нефтепродуктов осуществляется в специальных стальных вагонах-цистернах. Преимущества:1.этот вид транспорта универсален, он может перевозить все виды нефти и нефтепродукты в любых объемах; 2.по железным дорогам обеспечивается равномерная доставка нефти и нефтепродуктов в любое время года с высокой скоростью; 3.железнодорожный транспорт имеет разветвленную сеть в густонаселенных промышленных и сельскохозяйственных районах, что позволяет доставлять нефть и нефтепродукты в большинство объектов потребления.

недостатки: 1.высокая стоимость строительства новых, ремонта и реконструкции существующих линий; 2.сравнительно высокие эксплуатационные затраты; 3.цистерны в обратном направлении идут незагруженными; 4.значительные потери нефти и нефтепродуктов при транспорте и погрузочно-разгрузочных операциях; 5.необходимость создания специальных сливо-наливных пунктов и пунктов зачистки вагонов-цистерн.

водный транспорт.внутри страны и на экспорт по протяженности водных путей наша страна занимает первое место. преимущества: 1.сравнительно низкая стоимость перевозок; 2.практически неограниченная пропускная способность водных путей; 3.возможная доставка нефтепродуктов и нефти в отдаленные районы страны, где нет железных дорог. недостатки: 1.небольшая скорость водного транспорта;2.сезонность перевозок по речным путям; 3.порожние рейсы судов в обратном направлении.

Автомобильный транспорт — вид транспорта часто и наиболее эффективно используется в районах, в которые невозможно доставить нефть и нефтепродукты железнодорожным и водным транспортом. Достоинства: 1.быстрота доставки; 2.возможность доставки нефти и нефтепродуктов в места, значительно удаленные от водных путей и железной дороги; 3.большая маневренность. недостатки: 1.сравнительно высокая стоимость перевозок; 2.значительный расход топлива на собственные нужды; 3.ограниченная вместимость автоцистерн.

57 Технология схемы подготовки нефти и газа. Оборудование для обезвоживания и обессоливания нефти. Показатели качества товарной нефти.

При закрытой схеме жидкость нефть с водой и газом со скважин под действием давления на устье поступает по выкидным линиям на ГЗУ групповая замерная установка, где замеряется дебит нефти со скважин. Из ГЗУ нефть направляется в нефтесборный коллектор. По нефтесборному коллектору нефть поступает на 1-ю ступень сепарации, расположенную на центральном сборном пункте ЦСП. На территории центрального сборного пункта находится установка подготовки нефти УПН.

На ЦСП осуществляется сепарация газа, обезвоживание, обессоливание нефти. Если нефть с высоким газовым фактором, то газ после сепарационной установки поступает на прием компрессоров газокомпрессорной станции. Компрессорами газ перекачивается до газобензинового завода или в магистральный газопровод и далее до пунктов его потребления. Процесс отделения воды от нефти называют обезвоживанием. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до 1-1,5%. Полное отделение воды от нефти до 0,01% происходит в процессе обессоливания нефти. В процессе обессоливания из нефти удаляются соли. Удаление соли из нефти происходит в процессе пропуска нефти через слой пресной воды. Соли, содержащиеся в нефти, растворяются в пресной воде и удаляются вместе с водой. Процессы разрушения нефтяных эмульсий в промысловой практике осуществляют с помощью нагрева нефти до 50-70° и дозировкой в нее химических реагентов деэмульгаторов. Происходит комплексное воздействие за счет тепла, когда вязкость эмульсии снижается, и капли воды соединяются друг с другом и деэмульгатором, вследствие чего вода отделяется от нефти и осаждается в резервуарах. Применяется также электрический способ разрушения эмульсии, который основан на проявлении разноименных электрических зарядов на противоположных концах каждой капли воды, на взаимном притяжении этих капель и разрушении пленок нефти между этими каплями в результате действия электрического тока высокого напряжения на электроды, находящиеся в потоке эмульсии. при подаче тока, капли нефти соединяются между собой в более крупные частички и вода начинает оседать на дно сосуда.

58 Внутрипромысловые схемы сбора, транспорта нефти и газа. Классификация трубопроводов.

Из скважины нефть поступает на поверхность вместе с газом и водой. И с водой в процессе продвижения по трубопроводу перемешивается и образует стойкую эмульсию. Кроме газа и воды в нефти содержатся различные примеси. Для сбора жидкостинефть, газ, вода их транспортировки, отделения друг от друга на нефтяных промыслах строятся системы сбора нефти, газа и их транспортировки до сооружений, которые позволяют: 1осуществлять сбор добытой жидкости со скважин 2определять ее замер 3отделять нефть от газа 4отделять воду и различные примеси 5учет нефти и газа и последующая сдача ее нефтеперерабатыв заводам или на экспорт. При закрытой схеме жидкость нефть с водой и газом со скважин под действием давления на устье поступает по выкидным линиям на ГЗУ групповая замерная установка, где замеряется дебит нефти со скважин. Из ГЗУ нефть направляется в нефтесборный коллектор. По нефтесборному коллектору нефть поступает на 1-го ступень сепарации, расположенную на центральном сборном пункте ЦСП. На территории центрального сборного пункта находится установка подготовки нефти УПН. На ЦСП осуществляется сепарация газа, обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти. Все трубопроводы по которым перекачивается нефть и нефтепродукты на большие расстояния называются магистральными. Которые делятся: 1нефтепроводы перекачка нефти 2нефтепродуктопроводами перекачка жидк. нефтепродуктов: бензин, керосин, дизтопливо, мазут. Если транспортируются нефтепродукты одного сорта, то употребляется термин бензинопровод, керосинопровод, мазутопровод и т.д.

59 Открытый и закрытый забой скважин. Цементирования скважин.

Конец скважины называется забоем. Скважина может быть оборудована открытым либо закрытым забоем. В том случае когда продуктивный пласт сложен однородными породами песчаники, известняки скважину оборудуют открытым забоем. Ели продуктивный пласт сложен неоднородными породами с прослоями песка, глины, неустойчивыми слабоцементированными песчаниками забой делается закрытым. При открытом забое скважину бурят до кровли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее до устья. Затем после затвердевания цементного раствора продуктивную часть пласта вскрывают долотом диаметр которого меньше внутреннего диаметра обсадной колонны. При закрытом забое скважину бурят до проектной глубины, спускают эксплуатационную колонну цементируют ее до устья и после затвердевания цементного раствора перфорируют нефте или газоносные участки продуктивного пласта. Для обеспечения устойчивости стенок скважины и разобщения пластов др от др в скважину после завершения бурения спускают стальные трубы назыв обсадными. Межтрубное пространство между внешними стенками обсадных труб и стенкой скважины заполняют специальным раствором под давлением. После затвердевания цементного раствора 48 часов образуется цементный камень который разобщает пласты между собой.

60 Перфорация скважин. Виды перфораций и их сравнительная характеристика.

После того как обсадные трубы спущены в скважину и зацементированы, при помощи перфоратора делают отверстия в эксплуатационной колонне и цементном камне для соединения продуктивной части пласта с забоем скважины. Эта операция называется перфорацией. Применяются различные методы перфорации: пулевая, торпедная, кумулятивная и гидропескоструйная. Пулевой перфоратор: представляет собой трубу длинной 1 м. и диаметром 100 мм. Которая заряжается спрессованным порохом и 10 стальными пулями. На кабеле пулевой перфоратор спускают в скважину, заполненную глинистым раствором, и делают выстрелы. Глубина отверстий в породе не превышает 5-7 см. многие пули застревают в эксплуатационной колонне, цементном камне а лиш несколько пробивают и колонну и цементный камень.в настоящее время практич не используется. Торпедный перфоратор: торпедная перфорация осуществляется аппаратом спускаемым на кабеле и стреляющим разрывными снарядами диаметром 22 мм. Аппарат состоит из секций в каждой из которых имеется по 2 горизонт ствола. Снаряд снабжен детонатором. При остановке снаряда происходит взрыв внутреннего заряда и растрескивание окружающей горной породы. Глубина каналов 100-160 мм. Диаметр 22 мм. На 1 метр продуктивной части пласта делается не более 4 отверстий, т.к. при торпедной перфорации происходит разрушение обсадной колонны.в настоящее время применяется ограниченно. Кумулятивная перфорация. чаще всего применяется в настоящее время кумулятивные заряды имеют заряды с конусной выемкой, которые позволяют фокусировать взрывные потоки газов и направлять их с большой скоростью перпендикулярно к стенкам скважины. Гидропескоструйная перфорация: ГПП состоит из толстостенного корпуса, в который ввинчивается до десяти насадок из абразивно-стойкого материала. Гидропескоструйный перфоратор спускают в скважину на НКТ. С помощью насосных агрегатов через НКТ в скважину закачивают жидкость с песком. Нагнетаемая жидкость с песком выходит только через насадки. При выходе из насадок развиваются огромные скорости абразивной струи. В результате за короткое время пробиваются отверстия в обсадных трубах, цементном камне и породе, ствол скважины соединяется с продуктивным пластом. В зависимости от диаметра насадок, их числа и скорости. Гидропескоструйный перфоратор применяют и для выполнения других работ в скважинах: срезание обсадных НКТ и бурильных труб; разрушение цементного стакана и тверды, проведение щелевой разгрузки пласта.

61 Понятие о заканчивании скважин. Основные требования к заканчиванию в строительстве скважин.

Одним из дорогостоящих объектов разработки Н и Г месторождений являются скважины, стоимость которых очень велика. Поэтому главным в строительстве скважины является ее заканчивание. Заканчивание включает: 1вскрытие продуктивного пласта в процессе бурения 2крепление ствола скважины обсадными трубами 3перфорация и сообщение с продуктивным пластом ствола скважины 4освоение и ввод скважины в эксплуатацию. При этом должны соблюдаться условия: 1.При вскрытии продуктивных пластов с высоким пластовым давлением необходимо принять меры по предупреждению возможного открытого фонтанирования. Для этого применяют глинистый раствор такой плотности, чтобы обеспечивалось превышение забойного давления над пластовым примерно на 10%. 2. Вскрытие продуктивного пласта должно проводится с сохранением естественных фильтрационных свойств породы. Должна быть обеспечена надлежащая полнота вскрытия пласта, при которой обеспечивается длительная безводная добыча нефти и максимальное облегчение притока жидкости к забою скважин. Если бурится нагнетательная водяная скважина в законтурной части залежи, то пласт необходимо вскрывать полностью с целью достижения высокой приемистости. В тех случаях, когда в подошве пласта нет воды и скважина находится па большом рас-стоянии от водонефтяного ВПК или газонефтяного ГИК контакта, следует вскрывать пласт в нефтяной части пласта на всю его толщину.

62 Агрегаты и оборудование для производства КРС и ПРС.

Работы, связанные с устранением различных неисправностей с внутрискважинным оборудованием, и геолого-технические мероприятия, проводимые в призабойной зоне продуктивного пласта, называются подземным ремонтом скважин. Работы, связанные со сложными операциями в стволе скважины, называются капитальным ремонтом. Все виды работ по подземному и капитальному ремонту скважин связаны с подъемом или спуском в скважину труб, штанг, различного инструмента или оборудования. Для этого на промыслах широкое распространение получили подъемные передвижные агрегаты, у которых вышка и лебедка размешаются па одной транспортной базе — тракторе или вездеходном автомобиле. Вышки или мачты оснащаются обычным полиспастом или талевой системой с крюком, на котором при помощи специальных приспособлений подвешивается поднимаемый опускаемый груз трубы, штанги, насосные установки.Спускоподъемные операции проводятся с помощью талевой системы, состоящей из кронблока, талевого блока, крюка и талевого каната. Оснастка талевой системы т.е. число шкивов, участвующих в работе, определяется массой весом поднимаемого груза. Неподвижные ролики полиспаста, собранные вместе, называются кроноблоком и устанавливаются на верхней части вышки или мачты. Для спускоподъемных операций при подземном ремонте скважин применяют канаты с запасом прочности не менее 2,5. Мачты имеют высоту 15 и 22 м, грузоподъемностью 15 и 25 т. Мачта устанавливается над устьем скважины с небольшим углом наклона в сторону устья и укрепляется стальными оттяжками. Последние годы в основном применяются передвижные подъемные агрегаты на шасси. Для нагнетания рабочих жидкостей при КРС, проведении различных геолого-технических мероприятий ГТМ, а также при других промывочно-продавочных работах применяются насосные цементировочные и продавочные передвижные агрегаты. В качестве монтажной базы для размещения оборудования передвижных агрегатов используются шасси автомобилей КРАЗ, УРАЛ, КАМАЗ, при этом двигатель автомобиля используется в качестве привода насоса высокого давления. Для проведения подземных и капитальных ремонтов скважин применяются трубные и штанговые элеваторы; трубные цепные и штанговые ключи. Трубные и штанговые элеваторы применяются для захвата трубы штанги и удержания колонны труб штанг при их спуске или подъеме. Для свинчивания и развинчивания НКТ применяются цепные ключи, а для штанг — штанговые ключи. Штанговый ключ состоит из рукоятки и рабочей части, имеющей зев под квадратную головку штанги. С целью облегчения и ускорения трудоемких процессов при спускоподъемных операциях применяется АПР автомат подземного ремонта. АПР позволяет осуществлять: 1автоматический захват и удержание колонны НКТ в специальном клиновом захвате; 2 механическое свинчивание и развинчивание НКТ; 3 автоматическое центрирование НКТ в скважине; 4 автоматическое ограничение усилия свинчивания. Наиболее сложные виды капитального ремонта — это ловильные работы по извлечению из ствола скважины оборвавшихся и улетевших па забой насосно-компрессорных труб, установок, инструмента и т.д. Для извлечения улетевшего на забой НКТ оборудования применяются специальные ловильные инструменты труболовки, метчики, крючки, пауки, колокола и т.д..используют свинцовые печати

63 Сущность, технология и оборудование для щелевой разгрузки пласта. Комбинированные методы воздействия на ПЗП.

Щелевая гидропескоструйная перфорация проводится в следующей последовательности: 1. Исследование скважины и составление плана работ. 2. Подготовка скважины: промывка забоя 3. Опрессовка двигателя гидропескоструйной перфорации ГПП и определение скорости перемещения штока при расчетном рабочем переходе давления на насадках. 4. Спуск перфоратора в скважину, опрессовка и привязка перфоратора к верхней точке нижнего из запланированных интервалов 5. Производится обвязка и опрессовка поверхностного оборудования. После проведения указанных работ проводят прямую промывку через перфоратор. При установившемся стабильном режиме работы насосного агрегата в рабочую жидкость вводят песок. ОБОРУДОВАНИЕ И МАТЕРИАЛЫ.

Необходимое для пескоструйных обработок оборудование подразделяется на подземное, обеспечивающее создание и нужное направление высоконапорных струй, разрушающих преграду, а так же наземное, служащее для приготовления песчано-жидкостной смеси и закачки ее под давлением к перфоратору. Жидкостью является пластовая вода являющейся жидкостью глушения для данной скважины. Первоначальная концентрация песка в жидкости 50-100 гр.литр. ПОДЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ. перфораторы, позволяющие направлять песчано-жидкостную смесь в продуктивный пласт через насадки в двух противоположных направлениях. Основной частью подземного оборудования является забойный двигатель, с помощью которого происходит перемещение перфоратора по стволу скважины сверху вниз на длину 300 мм. НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ. Устье скважины при Щелевой разгрузке пласта оборудуется специальной арматурой, или специально изготовленной головкой для производства щелевой разгрузки пласта. Для прокачки песчано-жидкостной смеси используются насосные агрегаты, и специальные агрегаты для подачи рабочей жидкости и промывки скважины. Песчано-жидкостную смесь приготавливают в пескосмесительном агрегате. В обвязку поверхностного оборудования монтируются фильтры предупреждающие закупорку насадок перфоратора и очищающую рабочую жидкость от выносимого из скважины шлама.

64 Принципиальные схемы и оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов в одной скважине. Критерии выбора схем ОРЭ. Особенности эксплуатации скважин.

Разработка многопластовых месторождения может осуществляться 1ой скважиной. Для чего несколько сколько объектов объединяют в один эксплуатационный объект. И после перфорации эксплуатируют 1ой скважиной. При этом продуктивные пласты, объединённые в 1 объект, должны иметь 1 значение пластового давления, физико-химические св-ва, одинаковой обводненности. В зависимости от геолого-технических условий разработки залежи, эксплуатационных характеристик, может быть применена 1 из множества существующих схем конструкций оборудования ОРЭ. Критерием применения методов ОРЭ является степень выработанности пласта, близость контура нефтеносности к эксплуатационным скважинам, вынос песка из1 или нескольких пластов, наличие парафина. Общие требования ко всем схемам и применению оборудования ОРЭ: Это возможность раздельного освоения и пуска в эксплуатацию каждого пласта, раздельного замера Дебитов, а также раздельного исследования каждого пласта. При ОРЭ 2х горизонтов пласта разделяют друг от друга пакером, скважину оборудуют 1 или 2мя рядами насосно-компрессорных труб НКТ, располагают и эксплуатируют по схемам: фонтан-фонтан, фонтан-закачка, фонтан-газлифт, фонтан-насос, газлифт-газлифт, газлифт-закачка, насос-насос, насос-закачка, закачка-закачка. Опыт эксплуатации 2х пластов 1ой скважиной методом ОРЭ указывает на его значительную экономическую эффективность капитальных вложений и эксплуатационные затраты снижаются на 30%. Наиболее часто применяются схемы: фонтан-фонтан, фонтан-насос, насос-насос, фонтан-закачка, насос-закачка, закачка-закачка. В скважину спускают 2 ряда НКТ диаметром 2 и 2 или 2 и 2,5. 1 ряд НКТ спускается до забоя спакером, а 2ой ряд без него. Устье оборудовано специальной сдвоенной фонтанной арматурой тройникового типа с двухсторонними выкидными линиями для каждого пласта. Кроме того при ОРЭ 2х пластов 2ой скважины разработано несколько модификаций: Электроцентробежный насосЭЦН — ЭЦН, ЭЦН — ЭПИ. 1.добыча нефти из 1го пласта и закачка в другой. 2.раздельная закачка воды в 2 пласта через 1 нагнетательную скважину. НЕДОСТАТКИ: 1.неотработано надёжное работоспособное оборудование для ОРЭ. 2.усложняется контроль за работой в каждом пласте отдельно. 3.более сложный вид ПРС и КРС. 4.потеря нефти при подземном ремонте 1го из пластов, поэтому ОРЭ не нашло широкого применениякроме схемы фонтан-фонтан, при условии незначительного содержания парафина и выноса песка так же используются схемы закачка-закачка, закачка-фонтан.. После спуска НКТ в скважину спускают хвостовик диаметром 73 мм спакером, с седлом шарового клапана, гидравлическим якорем и клапаном. В хвостовик спускают 2 ряда труб диаметром 48 мм. Эта сборка спускается в скважину на НКТ диаметром 60 мм. По этим трубам поднимается продукция из нижнего пласта. Башмак 2го ряда труб устанавливается над фильтром верхнего пласта. В эксплуатацию вводится одновременно 2 пласта схемой фонтан-фонтан. Промывочная жидкость нагнетается в колонну НКТ вытесняет из неё глинистый раствор через башмак трубы, проходит через перепускной клапан во 2ой ряд НКТ и поднимается на поверхность. Устье оборудуется специальной двойной фонтанной арматурой тройникового типа с двухсторонними выкидными линиями для каждого пласта.

65 Внутрипластовое горение.

Термический метод добычи нефти с применением внутрипластового горения применяется для увеличение нефтеизвлечения на месторождениях с вязкой и высоковязкой нефтью. Первые работы были проведены на Ширванском месторождении в Краснодарском крае в 1934 г. Внутрипластовое горение — физико-химический окислительный процесс в котором происходят химические превращения веществ с выделением больших количеств теплоты и образованием продуктов реакций. Процесс внутрипластового горения — способ разработки месторождения вязкой нефти с целью увеличения конечного нефтеизвлечения, который основывается на использовании энергии получаемой при частичном сжигании тяжелых фракций нефти кокса в пластовых условиях при нагнетании в пласт окислителя воздуха. Процесс внутрипластового горения обладает всеми преимуществами термических методов вытеснения нефти горячей водой и паром. Основа горения — экзотермическая окислительно-восстановительная реакция вещества с окислителем. При внутрипластовом горении тепло для воздействия на нефтяной пласт образуется за счет сжигания части пластовой нефти. По исследованиям сжигается до 15% нефти от геологических запасов в пласте. Обычно сгорают более тяжелые и менее ценные компоненты нефти. Основные закономерности проведения процесса внутрипластового горения: 1 ВГ может осущ в виде сухого ВГ СВГ, воздушного ВГ ВВГ и сверх влажного ВГ СВВГ 2 главным параметром для ВВГ и СВВГ является водо-воздушный фактор ВВФ — отношение объёма закачиваемой в пласт воды к объёму закач в пласт воздуха. 3 реакции происходят в узкой зоне продуктивного пласта, которая называется фронтом горения. 4 при сухом и влажном процессах на фронтах горения температура в среднем 300-500, а при СВВГ при температуре 200-300 градусов. 5увеличение воздушного фактора дает возможность повышать скорость продвижения по пласту тепловой волны 6на процесс ВГ значительное влияние оказывает пластовое давление, тип породы и нефти, начальная нефтенасыщенность.

66 Обработка скважин оксидатом.

Метод повышения степени нефтеизвлечения на месторождении с карбонатными коллекторами, сущность которой заключается в следующем: В пласт последовательно закачивается расчётное кол-во оксидата смесь карбоновых кислот, кетонов, спиртов, образующие оторочку, затем лёгкие УВ, вновь оксидат и в конце воду. Известен способ, когда в нефтенасыщенный пласт в качестве вытесняющего агента закачивают лёгкие УВ. Недостатком данного метода является то, что из за высокой подвижности лёгких УВ происходит быстрый прорыв вытесненного агента к добывающим скважинам, следовательно, не достигается высокий охват пласта, следовательно, уменьшается коэффициент нефтеизвлечения. Кроме того закаченные в пласт УВ не могут быть полностью извлечены существующими методами, что приводит к потере дорогостоящего продукта. К новой технологии с использованием оксидата перечисленные недостатки отсутствуют. Основным преимуществом новой технологии является то, что закачиваемая оторочка оксидата оказывает комплексное воздействие на пласт и и насыщающую его нефть. Процесс вытеснения нефти осуществляется в следующей последовательности. Вначале в пласт закачивается расчетное кол-во 1ой порции оксидата, которая разрушает пограничный слой плёночной нефти и переводит его в подвижное состояние. В результате этого улучшаются условия прохождения реакции кислот с породой, следовательно, улучшается гидродинамическая характеристика пласта, снижение вязкости нефти и увеличение её подвижности. Следующая расчетная порция оксидата вытесняет из пористой среды смесь лёгких УВ и растворённой в них остаточной нефти. Взаимодействие 2ой порции оксидата позволяет практически извлечь оставшиеся в пласте лёгкие УВ и нефть. Т. к. оксидат неограноченно-расстворим в воде, то последняя закачка в воде приводит не только к продвижению оторочки, но и к почти полному вымыванию оставшегося в пласте оксидата. С учётом полного соблюдения режимов закачки агента воздействия при осуществлении данной технологии можно достичь коэффициента нефтеизвлечения 0,65 и выше.

gigabaza.ru

Методы борьбы с отложением парафина

⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 8Следующая ⇒

При разработке месторождения Песчаный-море накоплен также разнообразный опыт борьбы с отложениями парафина в подъемных и выкидных линиях фонтанных скважин.

Предупреждение отложения парафина и очистка от него подъемных труб, выкидных линий и нефтепроводов – одна из важнейших задач работников промыслов при освоении скважин. Как показала практика, на морских месторождениях борьба с парафином в фонтанных и газлифтных скважинах не представляет особых затруднений. В этих случаях методы де-парафинизации не отличаются от соответствующих методов, применяемых на суше, так как температура воздуха не сказывает заметного влияния на запарафинирование оборудования в скважине.

Наиболее универсальный метод очистки труб – применение скребков, в основном автоматического действия, которые позволяют очищать трубы без участия оператора.

Первые такие автоматические депарафинизационные уста:новки были смонтированы на фонтанных скв. 25 и 34 расположенных на отдельных основаниях. В настоящее время автоматические депарафинизационные установки (АДУ) действуют на многих фонтанных и газлифтных скважинах морских промыслов. На месторождении Песчаный-море парафин начинает откладываться в зависимости от забойного давления примерно с глубины 600 – 800 м (от устья скважины) в основном в скважинах с забойным давлением ниже давления насыщения. При подъеме насосно-компрессорных труб было установлено, что наибольшее количество парафина откладывается на глубине 300 – 500 м от устья, ниже отложения парафина уменьшаются.

Для безаварийной работы скважин скребки спускают через 70 час в зависимости от характера работы скважин. В отдельные скважины – через 12 – 24 ч. Глубина спуска скребков колеблется в пределах 300 – 500 м от устья скважины.

При кустовом расположении скважин целесообразно в морских условиях очищать подъемные трубы централизованно. В настоящее время проходит промышленные испытания групповая автоматическая установка (ГАДУ) для депарафинизации подъемных труб четырех скважин, расположенных в отдельном кусте.

Предотвратить отложение парафина в нефтепроводах, особенно проложенных по дну моря, очень сложно. Выпадение парафина в выкидных линиях наблюдается по опыту морской добычи нефти в Каспморнефтегазпроме в различные времена года, даже летом.

В НГДУ им. А. П. Серебровского сбор и транспортирование нефти и газа осуществляются по закрытой (напорной) системе. Нефть вместе с газом из отдельных скважин транспортируется к групповым замерным установкам (ГЗУ), откуда нефть попадает на нефтесборный пункт (НСП), а газ – на газораспределительную станцию (ГРС). Диаметр выкидных линий всех скважин от устья до ГЗУ равен 100 мм, нефтяных коллекторов от ГЗУ до НСП – 150 мм. Проложены они по дну моря.

Для выявления наиболее эффективных и надежных методов борьбы с отложениями парафина были изучены ряд скважин месторождения Песчаный-море и характер парафинизации их выкидных линий.

Прежде всего, был выявлен общий характер парафинизации выкидных линий при совместном транспортировании нефти и газа. В начальный период разработки месторождения выкидные линии прокладывали по дну моря от скважин, расположенных на отдельных морских основаниях, до острова, где их подключали к ГЗУ.

Специфические условия подводных трубопроводов не позволяли применять методы борьбы с отложением парафина, используемые на суше. Существующие механические скребки не были приспособлены для морских условий. Пропаривание выкидных линий при постоянном охлаждении их морской водой результатов не дало.

 

Начиная от скважины, отложения возрастают, достигая максимума, а затем уменьшаются. Исследования показывают, что отложений парафина нет в выкидных линиях скважин, работающих со значительной пульсацией устьевого давления.

Проскальзывание газа в движущийся поток продукции скважины в значительных объемах создало условия для интенсивного смыва отложений парафина, начиная с устья скважины до групповой замерной установки.

Содержание парафина в скважинах было одинаковым и составляло 22 – 24 %. Однако в выкидной линии скв. 41 совершенно не было отложений парафина, а скв. 34 периодически интенсивно забивалась парафином при одинаковой протяженности трубопроводов (5500 – 6000 м). Одним из факторов, влияющих на интенсивность отложения парафина при движении его по трубам, является скорость течения жидкости по трубопроводу. Об этом свидетельствует опыт эксплуатации скв, 41, а также скв. 22 и 120, работающих с пульсациями. При изменении устьевых давлений в этих скважинах на 1,47 МПа давление в выкидной линии колебалось в пределах 2,45 – 3,63 МПа. Период колебания устьевых давления и давления на линии составляет 2 – 15 мин.

В результате колебаний движущиеся по трубопроводу компоненты газожидкостной смеси чередуются. При падении давления из скважины в линию поступала жидкость, а при возрастании давления в выкидную линию прорывался газ. Такое чередование, а следовательно, и изменение скорости движения струи обусловливает отсутствие парафина в выкидных линиях скв. 22, 41, 120. Основываясь на этом, на промысле стали практиковать подключение выкидных линий фонтанных скважин с пульсирующим потоком продукции к выкидным линиям скважин с постоянным устьевым давлением. Внедрение редукционного клапана, автоматически создающего перепад давления на устье скважины, позволило свести до минимума отложения парафина в морских трубопроводах. Кроме того, было исследовано действие растворителя на образец парафинистой пробы. В качестве растворителя использовали легкую, застывающую при низкой температуре нефть (конденсат) из скв. 9 с плотностью 767 кг/м3, с потенциальным содержанием бензина − 46,5 %.

Была предложена и осуществлена система сбора нефти в условиях морского месторождения, при которой все скважины куста присоединяются к общему сборному коллектору через групповые замерные установки. При этом нефтепроводная линия соответствующего диаметра располагается непосредственно на эстакаде, на которой предусмотрены консольные элементы для монтажа трубопроводов.

Внедрению новой системы сбора нефти способствовало широкое распрос-транение кустового способа бурения.

При кустовом расположении скважин система сбора стала компактной, индивидуальные выкидные линии имеют незначительную Протяженность и располагаются только на площадке от скважины до групповой замерной установки. Новая система позволила обеспечить все скважины индивидуаль-ными замерами дебита воды, нефти, газа.

С внедрением новой системы сбора нефти, совершенно не подверженной воздействию штормовой волны, открылись широкие перспективы для внедрения комплексной автоматизации и диспетчеризации нефтепромыслового хозяйства. Благодаря компактности расположения оборудования повышается надежность автоматических систем.

Топливный газ для привода компрессора и нагревателя-деэмульсатора берут от газовой линии первой ступени, он проходит дополнительную очистку в газовом скруббере. При использовании газа для приборов КИП и автоматики он может быть отобран также из этого скруббера. Отделившиеся конденсат и влагу из скрубберов направляют в нагреватель-деэмульсатор и из скруббера – в товарный резервуар.

При недостаточной глубине осушки газа на первой ступени после скруббера может быть предусмотрена осушка газа с использованием гликоля.

Нефть в нагревателе-деэмульсаторе только обезвоживают. Обессоливание нефти можно вести с использованием электродегидраторов. При этом для подогрева нефти могут быть использованы печи. В условиях морских платформ более рационально для подготовки нефти применять электростатические дегидраторы, которые по производительности до 40 % выше, чем широко применяемые электродегидраторы.

Сточные воды, сбрасываемые из нагревателя-деэмульсатора, поступают в закрытую нефтеловушку, и далее их закачивают в продуктивный пласт. Если необходима более глубокая подготовка сточных вод, обычно применяют флотационную очистку воды. В качестве флотоагента рекомендуется применять газ.

Аварийный сброс продукции скважин с предохранительных клапанов выкидных линий, а также сброс с газа при аварийной остановке компрессора осуществляют через скруббер на факел. Жидкость, отделившуюся в этом скруббере, направляют в емкость сброса стоков.

Подготовку газа к транспортированию по магистральному трубопро-воду с использованием многоступенчатой сепарации нефти и газа ведут в четыре ступени, при этом давления на ступенях выбирают из расчета максимального увеличения выхода нефти при соответствующем снижении содержания компонентов С Н8 – C5H 2 в газе. Газ отбирают со всех ступе­ней сепарации. Для компримирования установлены компрессоры, которые увеличивают давление газа второй, третьей и последней ступеней до давле-ния первой ступени сепарации и закачивают в газовую линию первой сту-пени. Промежуточные (межступенчатые) компрессоры имеют две ступени сжатия, при этом первая ступень приема газа из сепаратора рассчитана на небольшое избыточное давление, чтобы обеспечить минимальную упругость паров нефти, поступающей в нефтепровод. Газ третьей и второй ступеней сепарации охлаждается в холодильниках.

Основная угроза безопасной работы всего технологического комплекса может быть вызвана внезапной или постепенной утечкой углеводородов. Поэтому при компоновке технологических схем оборудованием необходимо исключить все дефекты, которые могут вызвать утечку углеводородов. Для этого следует иметь: оборудование и системы, полностью предотвращающие утечки или переполнения аппарата; оборудование по сбору разлитой нефти и рассеянию высвобожденных газов; средства по предотвращению воспламенения высвободившихся углеводородов; возможность остановить технологический процесс в случае пожара и устранить нежелательные дефекты, которые могут вызвать утечку углеводородов из оборудования, находящегося за пределами аварийной площадки.

Такие аварийные ситуации могут быть предотвращены или сведены к минимуму при использовании совершенных конструкций инструмента и оборудования, безопасных приемов труда и высокой профессиональной подготовки обслуживающего персонала. Для обеспечения надежной работы технологического оборудования при проектировании морских платформ необходимо учитывать основные положения.

1. Основным критерием выбора технологического оборудования должна быть возможность обеспечения безопасной работы и привязки его на высоком техническом уровне. Площадки под оборудование различного назначения необходимо выбирать из расчета наибольшего спрямления технологического по-тока, чтобы упростить прокладку меж площадочных трубопроводов.

2. Для предотвращения или сведения к минимуму возможных последствий, связанных с аварией оборудования.

Системы, обеспечивающие безопасную работу его, должны иметь два уровня защиты. Уровни защиты должны быть независимыми друг от друга с использованием разных функциональных элементов.

3. Каждый отдельный вид оборудования должен быть обеспечен надежны-ми средствами безопасности, исходя из наиболее неблагоприятных условий его работы.

Способы борьбы с осложнениями при эксплуатации морских месторождений в большинстве случаев аналогичны способам, применяемым на месторождениях суши, однако техническое исполнение их на морских месторождениях во многом зависит от принятых конкретных схем обвязки устьев скважин, систем сбора и транспортирования нефти. Все они, как правило, сводятся к применению ингибиторов коррозии, парафино- и солеотложений, использованию футерованных труб, применению скребков и других известных способов, обеспечивающих повышение надежности эксплуатации оборудования.

Большая роль в повышении надежности и безопасности ведения работ по добыче нефти и газа на морских месторождениях возлагается на комплексную автоматизацию, телемеханизацию и автоматизированные системы управления технологическими процессами, способствующие значительному сокращению водолазных и подводно-технических работ при обслуживании объектов добычи. Наряду с этим основными направлениями деятельности ведущих зарубежных фирм в области безопасности труда являются такие, как разработка и осуществление мероприятий по предупреждению и ликвидации аварий на объектах бурения и добычи в море, обеспечение безопасности водолазных работ, разработка контрольно-измерительных систем обеспечения безопасности, разработка средств спасения персонала, работающего на морских установках и др.

Одним из наиболее важных вопросов, решаемых при освоении морских месторождений, является разработка и внедрение эффективных технических средств и методов, предотвращающих загрязнение морской среды.

Наряду с совершенствованием существующих и разработкой новых конструкций противовыбросовых устройств особое внимание зарубежными фирмами уделяется разработке средств и систем локализации и ликвидации нефтяного загрязнения моря.

Одним из способов локализации распространения разливов нефти на морской поверхности является установка боковых заграждений вокруг буровых и эксплуатационных платформ, способных обеспечить предотвращение разливов нефти при высоте волн до 3,5 – 4 м. Для сбора разлитой нефти с поверхности воды существуют различные устройства. Наиболее эффективным является механический сбор и удаление нефти с поверхности воды специальными судами – нефтесборщиками. В то же время определенный интерес для ликвидации нефтяного загрязнения с поверхности моря представляет применение нефтепоглощающих материалов (сорбентов), а также химических и биологических препаратов.

 

ЛЕКЦИЯ 8. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Основным проектным документом на строительство объектов является, как правило, технико-экономическое обоснование (проект)строительства. На основании утвержденного в установленном порядке ТЭО (проекта) строительства разрабатывается рабочая документация.

Для технически и экологически сложных объектов и при особых природных условиях, к которым относятся и морские сооружения, по решению заказчика (инвестора) или заключению государственной экспертизы по рассмотренному проекту одновременно с разработкой рабочей документации и осуществлением строительства могут выполняться дополнительные детальные проработки проектных решений по отдельным объектам, разделам и вопросам.

Разработка проектной документации осуществляется при наличии утвержденного решения о предварительном согласовании места размещения объекта, на основе утвержденных (одобренных) обоснований инвестиций в строительство или иных предпроектных материалов договора, задания на проектирование и материалов инженерных изысканий.

Проект на строительство сооружений морского трубопровода состоит из следующих разделов:

• Общая пояснительная записка.

• Генеральный план и транспорт.

• Технологические решения.

• Организация и условия труда работников. Управление производством и предприятием.

• Архитектурно-строительные решения.

• Инженерное оборудование, сети и системы.

• Организация строительства.

• Охрана окружающей среды.

• Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны.Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций.

• Сметная документация.

• Эффективность инвестиций.

Рабочий проект разрабатывается в сокращенном объеме и составе, определяемом в зависимости от вида строительства и функционального назначения объекта, применительно к составу и содержанию проекта.

В состав рабочего проекта включается рабочая документация.

В процессе строительства и последующей эксплуатации морские трубопроводы подвергаются воздействию различных групп факторов.

Основные из них, подлежащие учету при проектировании:

• ветровые воздействия;

• волновые воздействия;

• приливы;

• течения;

• ледовые условия;

• сейсмические воздействия;

• геологические опасности;

• грунтовые условия;

•особенности влияния течений на трубопровод в траншее.Перечисленные факторы подлежат детальному изучению и анализу в ходе проектирования.

Для управления проектами морских трубопроводов широко при­меняется геоинформационные системы (ГИС).

mykonspekts.ru

ПРИМЕНЕНИЕ МАГНИТНЫХ ПОЛЕЙ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

⇐ ПредыдущаяСтр 103 из 165Следующая ⇒

 

Петромагнитные устройства «Магнифло» про­изводства компании «Петролеум Магнетик Интернешн» пред­ставляют собой трубы НКТ с внешним кожухом, в котором размещаются магниты. Технологическая конструкция устрой­ства обеспечивает универсальность этих изделий, но из-за зна­чительных размеров (2-5 м) и массы (30—100 кг) иногда возни­кают проблемы с установкой и монтажом (обязателен подъем НКТ).

Отечественные устройства представляют собой цилиндры диаметрами 60 и 42 мм, длиной 450 и 350 мм массой примерно 5 и 3 кг, выполненные из коррозионно-стойкой стали и снаб­женные элементами крепления внутри трубы и элементами, позволяющими подвешивать их в НКТ на проволоке, в том числе вместе с механическим скребком или утяжелителем. Подъем НКТ в большинстве случаев не требуется.

Конструкция магнитов, расположенных внутри корпуса, позволяет проводить обработку продукции скважины таким образом, что после прохождения жидкости через зазор между стенкой трубы и поверхностью магнитного устройства для обработки жидкости (МОЖ) в нефтегазоводяном потоке за счет физико-химической модификации металлосодержащих микропримесей образуется огромное количество дополни­тельных центров кристаллизации и флотационного выноса. Они представляют собой газовые электрически заряженные микропузырьки, сформированные на коллоидных микропри­месях. Форма корпуса МОЖ сконструирована так, что маг­нитный эффект усиливается гидравлическим. Защита от от­ложения осуществляется так, что при формировании АСПО последние выносятся на устье скважины. Применение уст­ройства вызывает также газлифтный эффект благодаря бо­лее раннему выделению газа в виде микроскопических пу­зырьков, что увеличивает продуктивность скважин. Интенсивное выделение микропузырьков газа способствует выно­су мелких частиц (размером примерно до 50 мкм) механи­ческих примесей.

Работу устройства затрудняют наличие значительного ко­личества механических примесей в нефти при запуске сква­жин с большим газовым фактором.

Результаты применения магнитных устройств подтвердили эффективность предложенной технологии борьбы с парафиноотложениями как при фонтанном способе эксплуатации сква­жин, так и при использовании глубинных насосных установок (ЭЦН и ШН):

1. Устройствами серии МОЖ можно оборудовать скважины и выкидные линии.

2. В фонтанные скважины и работающие с ЭПУ депарафинизаторы МОЖ 42Э удобнее спускать на скребковой проволоке для подъема их перед исследованиями скважины.

3. В скважинах механизированного фонда (ЭЦН) целесообразно применять МОЖ в компоновке колонны НКТ при текущем или капитальном ремонте с использованием специального переводника.

4. В скважинах с большим газовым фактором депарафинизатор необходимо поднимать до лубрикатора в момент запус­ка, либо установить согласно п. 3.

5.Для месторождений с незаконченным обустройством депарафинизаторы на постоянных спецмагнитах являются опти­мальным средством предотвращения образования АСПО.

Перспективным способом очистки скважины от парафина является прямой электронагрев с использованием НКТ и об­садной колонны в качестве нагревательных элементов элект­рической цепи. Указанные элементы соединяются между со­бой специальным погружным контактом, опускаемым на глу­бину около 800 м. В качестве электрической установки приме­няется источник напряжения (тока).

Идея данного способа реализована в установке «Паратрол» (США). В качестве источника напряжения в ней использован однофазный трансформатор мощностью 105 кВ.А частотой 50 Гц со ступенчатым регулированием напряжения (отводами обмотки трансформатора) на выходе от 200 до 350 В и током до 300 А.

 

mykonspekts.ru

Способ очистки нефтепромысловых трубопроводов от парафиновых отложений

Изобретение относится к системе сбора, подготовки и транспорта продукции нефтяных скважин и может быть использовано для очистки внутренней полости промысловых трубопроводов от отложений парафина. Технический результат изобретения - повышение эффективности способа путем наиболее полного отмыва парафиновых отложений. В способе очистки нефтепромысловых трубопроводов от парафиновых отложений в трубопроводе формируют две гелеобразные композиции с расстоянием между ними, заполненным широкой фракцией легких углеводородов, полученных гидроциклонированием.

 

Изобретение относится к системе сбора, подготовки и транспорта продукции нефтяных скважин и может быть использовано для очистки внутренней полости промысловых трубопроводов от отложений парафина.

Известно, что при транспорте высокопарафинистых нефтей в системе нефтегазосбора образуются парафиновые отложения, что естественно снижает производительность вследствие уменьшения живого сечения трубопровода, увеличивает гидравлические сопротивления и ухудшает качество нефти.

Известно техническое решение (см. патент РФ № 2105922, кл. F 17 D 1/16, Бюл.№6, 1998), в котором высокопарафинистую нефть после предварительного отбора газа направляют в специальное устройство, где подвергают электроискровой обработке.

Недостаток - электроискровая обработка высокопарафинистой нефти энергоемка, кроме того, изветное техническое решение связано с предварительным отбором газа из нефти, что также требует дополнительных затрат.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является патент (см. патент РФ № 2114136, кл. С 08 L 71/02; 39/00, В 08 В 9/04, Бюл.№18, 1998), в котором для очистки внутренней полости трубопровода формируют гелеобразную композицию на основе водорастворимого полимера.

Недостаток - невозможность удаления твердых (прочных) парафиновых отложений.

Цель изобретения - повышение эффективности способа путем наиболее полного отмыва парафиновых отложений.

Поставленная цель достигается тем, что в трубопроводе формируют две гелеобразные композиции с расстоянием между ними, заполненным широкой фракцией легких углеводородов, полученных гидроциклонированием.

Достигается следующий технический эффект.

При движении в трубопроводе гелеобразной композиции осуществляется удаление парафиновых отложений, но наиболее твердые (прочные) парафины частично остаются на внутренней поверхности трубопровода, а с помощью широкой фракции легких углеводородов удается эффективно осуществить процесс отмывки твердых парафиновых отложений.

Как было сказано выше, гелеобразная композиция со временем саморазрушается при утилизации, и что основное, не требуется сооружения сложных и металлоемких камер пуска и приема гелеобразной композиции.

Пример.

Для очистки нефтепромысловых трубопроводов формируют две стандартные гелеобразные композиции, например, на основе водорастворимого блоксополимера со сшивателем, с расстоянием между ними, заполненным широкой фракцией легких углеводородов, полученных гидроциклонированием.

Исследования проведены в НГДУ “Октябрьскнефть” на нефтепромысле №1 на выкидной линии одной из скважин, в результате было установлено, что если до проведения экспериментов давление в начале трубопровода было 1,5 МПа, то после очистки выкидной линии предлагаемым способом давление стало в пределах 0,7 МПа. В итоге это позволило восстановить первоначальную производительность трубопровода.

Использование предлагаемого изобретения позволит наиболее эффективно осуществлять процесс очистки внутренней поверхности нефтепромысловых трубопроводов с применением широкой фракцией легких углеводородов, полученных в центробежном поле гидроциклона.

Способ очистки нефтепромысловых трубопроводов от парафиновых отложений, включающий использование гелеобразной композиции, отличающийся тем, что в трубопроводе формируют две гелеобразные композиции с расстоянием между ними, заполненным широкой фракцией легких углеводородов, полученных гидроциклонированием

www.findpatent.ru

ПРИМЕНЕНИЕ МАГНИТНЫХ ПОЛЕЙ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

 

Петромагнитные устройства «Магнифло» про­изводства компании «Петролеум Магнетик Интернешн» пред­ставляют собой трубы НКТ с внешним кожухом, в котором размещаются магниты. Технологическая конструкция устрой­ства обеспечивает универсальность этих изделий, но из-за зна­чительных размеров (2-5 м) и массы (30—100 кг) иногда возни­кают проблемы с установкой и монтажом (обязателен подъем НКТ).

Отечественные устройства представляют собой цилиндры диаметрами 60 и 42 мм, длиной 450 и 350 мм массой примерно 5 и 3 кг, выполненные из коррозионно-стойкой стали и снаб­женные элементами крепления внутри трубы и элементами, позволяющими подвешивать их в НКТ на проволоке, в том числе вместе с механическим скребком или утяжелителем. Подъем НКТ в большинстве случаев не требуется.

Конструкция магнитов, расположенных внутри корпуса, позволяет проводить обработку продукции скважины таким образом, что после прохождения жидкости через зазор между стенкой трубы и поверхностью магнитного устройства для обработки жидкости (МОЖ) в нефтегазоводяном потоке за счет физико-химической модификации металлосодержащих микропримесей образуется огромное количество дополни­тельных центров кристаллизации и флотационного выноса. Они представляют собой газовые электрически заряженные микропузырьки, сформированные на коллоидных микропри­месях. Форма корпуса МОЖ сконструирована так, что маг­нитный эффект усиливается гидравлическим. Защита от от­ложения осуществляется так, что при формировании АСПО последние выносятся на устье скважины. Применение уст­ройства вызывает также газлифтный эффект благодаря бо­лее раннему выделению газа в виде микроскопических пу­зырьков, что увеличивает продуктивность скважин. Интенсивное выделение микропузырьков газа способствует выно­су мелких частиц (размером примерно до 50 мкм) механи­ческих примесей.

Работу устройства затрудняют наличие значительного ко­личества механических примесей в нефти при запуске сква­жин с большим газовым фактором.

Результаты применения магнитных устройств подтвердили эффективность предложенной технологии борьбы с парафиноотложениями как при фонтанном способе эксплуатации сква­жин, так и при использовании глубинных насосных установок (ЭЦН и ШН):

1. Устройствами серии МОЖ можно оборудовать скважины и выкидные линии.

2. В фонтанные скважины и работающие с ЭПУ депарафинизаторы МОЖ 42Э удобнее спускать на скребковой проволоке для подъема их перед исследованиями скважины.

3. В скважинах механизированного фонда (ЭЦН) целесообразно применять МОЖ в компоновке колонны НКТ при текущем или капитальном ремонте с использованием специального переводника.

4. В скважинах с большим газовым фактором депарафинизатор необходимо поднимать до лубрикатора в момент запус­ка, либо установить согласно п. 3.

5.Для месторождений с незаконченным обустройством депарафинизаторы на постоянных спецмагнитах являются опти­мальным средством предотвращения образования АСПО.

Перспективным способом очистки скважины от парафина является прямой электронагрев с использованием НКТ и об­садной колонны в качестве нагревательных элементов элект­рической цепи. Указанные элементы соединяются между со­бой специальным погружным контактом, опускаемым на глу­бину около 800 м. В качестве электрической установки приме­няется источник напряжения (тока).

Идея данного способа реализована в установке «Паратрол» (США). В качестве источника напряжения в ней использован однофазный трансформатор мощностью 105 кВ.А частотой 50 Гц со ступенчатым регулированием напряжения (отводами обмотки трансформатора) на выходе от 200 до 350 В и током до 300 А.

 

ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕ В ГАЗОВЫХ

СКВАЖИНАХ И БОРЬБА С НИМ

 

Газогидраты — один из наиболее распростра­ненных и малоизученных минералов на нашей планете. Объем гидратов, сосредоточенных в осадочном чехле земной коры, превышает 7,1·104 км3, а объем метана в гидратном состоянии превышает 1016 м3. Крупные скопления природных газогидра­тов выявлены в приарктических регионах Северного полуша­рия и на всех широтах в акваториях Мирового океана. Ресур­сы газогидратов распространены между акваториями и мате­риками крайне неравномерно: 99% — в акваториях и только 1% — на материках, что обусловлено формированием, ста­бильного существования и деградации газогидратных залежей. Тол­щина зоны гидратообразования на материках достигает 1—1,5 км, а в акваториях 0,2—0,6 км.

Природные газогидраты на материках, как правило, нахо­дятся под непроницаемыми литологическими покрышками и представлены вторичными газогидратными залежами; в аква­ториях — могут залегать непосредственно у дна.

При изменении термодинамической характеристики пород гидраты могут либо накапливаться, либо разлагаться. При этом выделяющийся газ либо формирует залежи свободного газа, либо рассеивается в значительных объемах в атмосфере.

Природные гидраты являются стабилизаторами теплового режима поверхности Земли. В период оледенений при пони жении уровня океана происходит разложение гидратов подо дном акваторий, и свободный метан активно поступает в ат­мосферу, увеличивая парниковый эффект и затормаживая на­копление льдов.

 

ПОНЯТИЕ О ГИДРАТАХ

 

Гидраты газов представляют собой твердые со­единения, в которых молекулы газа при определенных давле­ниях и температурах заполняют структурные пустоты крис­таллической решетки, образованной молекулами воды с помо­щью прочной водородной связи.

Гидраты имеют строго определенный состав, что позволяет отнести их к химическим соединениям, но они — соединения молекулярного типа, возникшие за счет ван-дер-ваальсовых сил. Химическая связь у гидратов отсутствует.

Ю. Ф. Макоген приводит шесть форм внутренних ячеек в зависимости от молекулярной характеристики:

— молекулярные сита, характеризующиеся взаимосвязан­ными сквозными полостями — проходами;

— канальные комплексы, образующиеся, когда молекулы-клатраты-образователи создают кристаллическую решетку с трубчатыми полостями;

— слоистые комплексы, в которых имеются чередующиеся слои молекул, образующих клатрат, и молекул-включений;

— комплексы с внутримолекулярным полым пространством, когда образующаяся молекула представляет собой крупную молекулу, имеющую вогнутость или углубление, в котором располагается молекула-включение;

— линейные полимерные комплексы образуются молекулами клатрата, имеющими трубкообразную форму;

— клатраты, образуемые в тех случаях, когда молекулы-включения заполняют замкнутые ячейки, по форме близкие к сферическим.

Им же сформулированы основные условия образования гидратов в газонасыщенном пласте в условиях вечной мерзло­ты.

Гидраты газов относятся именно к этим клатратам. Хи­мической связи не существует между молекулами воды, об­разующими структурную решетку гидратов, и включенны­ми молекулами газа. Последние как бы раздвигают молеку­лы воды, находясь в этих полостях; удельный объем воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26—1,32 см3/г (удель­ный объем воды в состоянии льда, для сравнения — 1,09 см3/г). Гидраты обладают высокой сорбционной способ­ностью, и иногда наличие сорбционной пленки жидких уг­леводородов на поверхности кристаллов приводит к тому, что они выглядят оплавленными.

В практических условиях добычи и транспортирования при­родных газов в большинстве случаев образуются смешанные гидраты, в состав которых входят двойные гидраты, большие полости которых заняты пропаном и изобутаном, а малые — метаном, сероводородом, углекислотой, а также простые гид­раты, состоящие из метана, этана, сероводорода, углекислоты и т. д. — при их избытке.

Основные факторы, определяющие условия образования и стабильного существования газогидратов, — это наличие газов и их состав, фазовое состояние и состав воды, темпера­тура и давление. Состав газа определяет условия образова­ния гидратов: чем выше молекулярная масса индивидуально­го газа или смеси газов, тем ниже требуется давление для образования гидрата при одной и той же температуре. В при­родных газах чисто газовых и газоконденсатных месторожде­ний основной компонент — метан, содержание которого дос­тигает 98—99%. Наряду с метаном входят и более тяжелые углеводороды. Эти газы относятся к категории «сухих». Газы газоконденсатных месторождений состоят из смеси «сухого» газа, пропан-бутановых фракций, ароматических компонен­тов, газового бензина и дизельного топлива. Газы, добывае­мые из нефтегазовых месторождений, более богаты тяжелы­ми углеводородами.

Процесс гидратообразования обычно происходит на грани­це газ — вода при условии полного насыщения природного газа влагой. Процессы образования и накопления гидратов могут развиваться в условиях недонасыщения газа парами воды. Поэтому для прогнозирования места интенсивного гидратооб­разования необходимо знать влагосодержание газа в различ­ных частях системы движения газа в различных термодинами­ческих условиях.

Гидраты активно образуются в некотором объеме воды при наличии центров кристаллизации. Растворенный в воде газ частично переходит в гидрат. Скорость накопления гидрата при этом определяется разницей содержания равновесного газа в воде до и после образования гидрата. С ростом молекулярной массы углеводородов растворимость газов в воде снижается. Непредельные углеводороды, углекислота и сероводород уве­личивают растворимость газа в воде. Азот, водород и гелий — снижают.

Свойства газовых гидратов зависят от их состава и крис­таллической структуры. Известно более 100 видов молекул, об­разующих гидраты. Все эти молекулы, а также некоторые круп­ные молекулы, размер которых не позволяет образовывать индивидуальный гидрат, могут входить в смешанные гидраты. Свойства газовых гидратов вследствие исключительной слож­ности их исследования наименее изучены во всей проблеме клатратов.

Механизм образования газовых гидратов, по Ю. Ф. Мако­гону, сводится к следующему. Процесс образования газовых гидратов состоит из стадии образования зародышей кристал­лизации и стадии сорбционного роста кристаллогидрата вок­руг зародышей. Им установлено, что формирование центров кристаллизации происходит на поверхности:

1. Свободного контакта: 1.1. жидкая вода - газ; 1.2. жидкая вода - сжиженный газ;

2.Капельно-пленочной воды, сконденсировавшейся в объеме газа;

3.Газовых пузырьков, выделяющихся в объеме воды;

4.Капель диспергированного сжиженного газа, испаряющегося в объеме свободного газа, насыщенного парами воды;

5.Контакта вода — металл, где происходит сорбция молекул газа, растворенного в воде.

Рост кристаллогидрата при наличии центров кристаллиза­ции может происходить на свободной поверхности контакта газ — вода (поверхностно-пленочный гидрат) и в объеме газа или воды (объемно-диффузионный гидрат).

Современные достижения термодинамики неравновесных систем и синергетики позволяют осуществить принципиально новый подход к созданию модели гидратообразования. Глав­ным моментом этого подхода, который получил название теоретикоинформационного, является обобщенный синергетический принцип, включающий основные положения теории по Пригожину диссипативных структур: в системе происходит самоорганизация вещества и энергии, если внешние воздей­ствия обусловливают отклонение от состояния равновесия и кооперативное (когерентное) поведение элементов, и в систе­ме преобладает действие положительной обратной связи.

Успешность борьбы с гидратообразованием в скважинах зависит от знания фазовых переходов гидрат—лед—вода. Слож­ность изучения особенностей этих переходов вызвана боль­шой длительностью восстановления равновесия, что обуслов­лено продолжительностью процесса перекристаллизации кар­каса ячейки гидрата, а также диффузией и десорбцией осво­бождающегося газа.

Образующийся в результате разложения газовых гидратов (в качестве гидратообразователя брали метан и пропан) лед имеет ряд особенностей, указывающих на наличие его новой структурной модификации. Лед, образующийся после разло­жения газовых гидратов, имеет очень развитую поверхность, с высокой сорбционной способностью, определяемой темпера­турой и давлением.

 

ОБРАЗОВАНИЕ ГИДРАТОВ В ПЗП, СТВОЛЕ СКВАЖИН, ГАЗОПРОВОДЕ

 

В призабойной зоне пласта гидраты могут об­разовываться при:

— снижении температуры в ПЗП в результате высокой депрессии при отборе газа;

— закачке в пласт холодной воды в период заканчивания или ремонта скважины;

— закачке охлажденного газа в подземное хранилище газа;

— охлаждении ПЗП в результате интенсивного испарения высоколетучих ингибиторов гидратообразования или ПАВ и т. д.

Большинство газовых скважин в акватории океанов харак­теризуются наличием условий гидратообразования в стволе скважин. Место и интенсивность накопления гидратов в сква­жине изменяются и зависят от режима работы, конструкции скважины и геотермического градиента. В определенных усло­виях при эксплуатации скважин только по затрубному про­странству образование гидратов может иметь локальный ха­рактер — в точках дросселирования газа при его притоках че­рез неплотности в муфтовых соединениях, колонной головки. Наиболее часты случаи гидратообразований в стволе простаи­вающих длительное время скважин или при их консервации. Обычно стабилизация температуры в стволе простаивающей, заполненной газом скважины приводит в охлажденных участ­ках разреза пород к снижению температуры ниже равновес­ной температуры. Центры кристаллизации формируются из пленочной воды на стенках труб, последующая кристаллиза­ция может привести к полной закупорке ствола скважин. Длина гидратных пробок достигает сотен метров. При этом могут раз­виваться огромные усилия, сопровождаемые смятием и разры­вом колонны.

При значительном дросселировании газа и большой протя­женности газосборных линий гидраты могут образовываться в системе сбора и промысловой подготовки газа к магистрально­му транспорту даже в районах с относительно высокой температурой окружающей среды. Изменением диаметра трубопро­водов, использованием различных теплообменных аппаратов, перемещением мест дросселирования газожидкостного потока можно изменять место образования гидратов, а иногда и пол­ностью избежать образования и накопления гидратов в систе­ме обустройства до установок осушки газа перед его подачей в систему магистрального транспорта.

 

СПОСОБЫ БОРЬБЫ С ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕМ

 

Широко распространены ингибиторные мето­ды борьбы с отложениями газогидратов. В качестве ингибито­ров гидратообразования используются метанол и этиленгли-коль. Эффективность их применения зависит от условий гидратообразования и удаления. Нередко наряду с ингибиторами применяют локальный подогрев мест отложения гидратов и образования гидратных пробок.

Широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) представ­ляет собой смесь сжиженных углеводородных газов с упруго­стью паров примерно 0,5 МПа. В составе ШФЛУ имеются гидратообразующие компоненты — метан, этан, пропан, изобутан. Особенностью образования гидратов в ШФЛУ является слабая зависимость равновесной температуры гидратообразо­вания от давления. Для составов ШФЛУ, транспортируемых по продуктопроводам Западной Сибири, температура разложения гидратов не превышает 4,0° С при давлениях от 0,5 до 6,0 МПа. Во всех случаях причиной образования гидратных отложений является свободная вода, заполняющая пониженные участки продуктопровода и образующая застойные зоны. Вода остает­ся в полости трубопровода после гидратоиспытаний, содержится в ШФЛУ (до 0,1 кг/м3), в составе реагентов, вводимых с про­филактическими целями.

Время и место формирования гидратной пробки в продуктопроводе определяется наличием застойной зоны, в которую поступает недостаточно ингибированная вода. Гидратная пробка формируется на подъемном участке продуктопровода в верх­ней части застойной зоны.

Универсальных методов разрушения газогидратов пока не существует. Отсутствуют также разработанные технологии добычи газов из газогидратных залежей. Наряду с ингибитора­ми и теплом были предприняты попытки применения высоко­частотных (ВЧ) и сверхвысокочастотных (СВЧ) электромагнит­ных полей (ЭМП) ввиду специфических особенностей взаимо­действия этих полей с дисперсными системами. Требуется до­работка этих методов и создание новых, нетрадиционных.

 

 

ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ В СКВАЖИНАХ И БОРЬБА С НИМИ
   

 

 

УСЛОВИЯ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ И ОБРАЗОВАНИЯ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК В СКВАЖИНАХ

 

Большинство исследователей объясняют вынос песка в скважину действием сил трения и образующимся при этом градиентом давления при фильтрации жидкости в сква­жину. При высоких градиентах давления и недостаточной проч­ности цементирующего материала зерна песчаника отделяют­ся от основного массива и выносятся в скважину.

При разработке продуктивных пластов, сложенных рыхлы­ми песчаниками, в ПЗП может образовываться зона подвиж­ного песка (пластическая область). В этом случае в первые месяцы эксплуатации скважины наблюдается интенсивное не­контролируемое пескопроявление, связанное с вымыванием песка и образованием каверны у кровли пласта, либо у нераз­рушенного (более прочного) пропластка при неоднородном пласте.

На образование и характер пластической области влияют многие факторы: перераспределение около горной выработки ранее существовавших напряжений, вызванное бурением; дей­ствие бурового раствора на цементирующий материал, скреп­ляющий зерна песка; ударные нагрузки на призабойную зону при кумулятивной перфорации; темпы отбора пластового флю­ида и ряд других.

Вынос песка обычно увеличивается с ростом отбора про­дукции, при увеличении водонефтяного фактора, истощении эксплуатируемого пласта и др.

Вероятно, что песок пластической области удерживается от выноса в скважину силой трения, определяемой давлением вышележащих толщ песка. Величина давления на любой глубине пластической области зависит от веса вышележащей тол­щи песка и горного давления вышележащих пород.

Установлено, что вынос песка уменьшается с ростом давле­ния обжима; при достижении давления обжима 0,3 МПа вынос песка стабилизируется и стремится к постоянной величине; песок, имеющий глинистый цемент, может быть подвержен упрочнению.

Нередко роль связующего между песчинками в пласте — коллекторе выполняет сам скважинный флюид: например, в залежах высоковязкой нефти и битумов. В таких залежах ин­тенсивность выноса песка из пласта в ствол скважины зависит от величины депрессии. Чем выше депрессия, тем больше пес­ка поступает в скважину. Однако вследствие высокой вязкос­ти скважинного флюида в стволе скважины песчаной пробки может не образовываться. Весь песок остается во взвешенном состоянии в нефти и с нею выносится на поверхность.

Применение теплового воздействия на призабойную зону скважин при добыче высоковязких нефтей с одной стороны, снижая вязкость, увеличивает приток нефти к скважине и ее дебит, а с другой стороны, снижение вязкости под действием тепла приводит к выпадению песка в стволе скважины, обра­зованию песчаной пробки, перекрывающей частично или пол­ностью интервал перфорации пласта, и снижению дебита или прекращению подачи.

В газовых скважинах вынос песка из пласта в ствол интен­сифицируется при обводнении скважин на поздней стадии разработки месторождения, когда вода сначала вымывает свя­зующие глинистые частицы, а затем выносит песок.

 

cyberpedia.su