авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 ||

Совершенствование эксплуатации добывающих скважин и нефтегазовых шлейфов в условиях образования парафиногидратных отложений (на примере ямбургского газоконденс

-- [ Страница 2 ] --

В третьей главе рассмотрены условия, способствующие образованию гидратов при добыче и транспорте нефти.

Образование кристаллогидратов происходит в условиях низких температур и повышенных давлений при наличии воды и газа, содержащего метан, этан, бутан, азот, углекислоту, сероводород и др.

Кроме того, формированию гидратов в стволах нефтяных скважин способствует наличие в газожидкостном потоке механических примесей и взвешенных кристаллов парафина, играющих роль центров кристаллизации, а также отложения парафина на стенках лифтовых труб, создающие местные сужения, что приводит к повышению перепада давления, снижению температуры и интенсификации процесса гидратообразования.

Приведены физико-химические основы предупреждения образования отложений с помощью электрических полей, результаты исследования влияния переменного электромагнитного поля на кристаллизацию и образование отложений гидратов.

Одним из важнейших аспектов разработки нефтегазовых месторождений является выбор технологических и инженерных решений эксплуатации скважин с целью предотвращения осложнений из-за склеротических процессов, связанных с отложениями гидратов и нефтяных парафинов на внутренних стенках добывающих скважин.

Наиболее вероятным механизмом гидратообразования является кристаллизационный механизм, т.е. в условиях, когда газожидкостный поток в состоянии транспортировать тяжелые компоненты, формирование и дальнейшее наращивание отложений происходят за счет роста кристаллов непосредственно на поверхности подземного оборудования.

Образование гидратов начинается в тех местах, где нефть вступает в контакт с холодными стенками подземного оборудования. Вследствие локального снижения температуры газожидкостного потока в пристенном слое происходят снижение его растворяющей способности по отношению к парафинам и выделение твердой фазы на поверхности труб. Для каждой концентрации растворенных гидратов и парафинов в газонефтяной смеси существует температура Те, ниже которой начинается выпадение твердой фазы из потока, т.е. гидратопарафиноотложения будут проявляться во всех режимах работы скважины, при которых температура на устье меньше, чем температура начала кристаллизации парафина для конкретного месторождения, а водонефтяная смесь относится к эмульсии типа «вода в нефти».

Парафиновые и гидратные отложения выделяются и откладываются на стенках скважины под действием различных факторов (переохлаждение стенок труб, выделение газовой фазы и т.д.). Однако, количественное моделирование склеротических явлений с учетом всех факторов сопряжено с трудностями; в частности, такое описание требует введения значительного количества новых эмпирических модельных параметров.

Численные расчеты, а также промысловая практика показывают, что во всем интервале скважины, где температура внутренней поверхности подъемной колонны становится ниже температуры начала кристаллизации парафина Te, за короткое время образуется слой парафиновых отложений небольшой толщины. Это способствует некоторой стабилизации температурной обстановки внутри скважины, т.е. отложения оказывают некоторое теплоизолирующее воздействие. Однако если не принять никаких мер, будет происходить постепенное наращивание парафиновых отложений. По мере сужения проходного сечения канала увеличивается скорость нарастания парафиновой пробки. Причем наибольшая интенсивность роста толщины отложений получена в наиболее узком сечении трубы.

Также расчеты показали, что температуры газожидкостного потока и внутренней стенки насосно-компрессорных труб (НКТ) с ростом отложений снижаются, хотя следовало бы ожидать, что парафиновые отложения окажут дальнейшее теплоизолирующее воздействие, и темпы их дальнейшего роста снизятся. В этом случае в действие вступает другой конкурирующий фактор, а именно: давление с ростом отложений увеличивается, и это приводит, при неизменных устьевом давлении и температуре на забое скважины, к снижению температур (эффект Джоуля-Томпсона). Также надо учитывать, что процесс «склероза» скважины приводит к снижению дебита и тем самым к большему остыванию продукта скважины из-за уменьшения линейных скоростей фаз.

Из допустимых средств борьбы с гидратопарафиновыми отложениями в первую очередь необходимо рассматривать превентивные, способные обеспечить предупреждение выпадения отложений на стенках подземного оборудования.

Как показывает практика, единственным универсальным средством предупреждения парафинообразования является сохранение в подъемной колонне скважины оптимального температурного режима (температура стенки подъемной колонны должна быть выше температуры начала кристаллизации парафина). В этой связи в качестве одного из превентивных методов борьбы с парафиновыми отложениями может служить комплекс мероприятий по снижению теплопередачи через систему труб скважины.

Отмечено, что пробкообразование происходит при работе скважин и их простое. Наиболее интенсивное формирование пробок характерно для малодебитных скважин с большим газовым фактором. Пробки образуются в интервале глубин от 0 до 900 м. Гидратные пробки образуются в основном в приустьевой зоне скважины. На большой глубине образуются сложные гидратные пробки, в состав которых входят, кроме гидрата, нефть, парафин, вода и механические примеси.

На рисунке 4 представлена технологическая схема электротермохимического метода предупреждения гидратопарафиновых отложений в устьевой части колонны НКТ скважин, разработанная применительно к скважинам, оснащённым установками штанговых глубинных насосов (УШГН) (патент № 56944).

1 насос глубинный; 2 фильтр-сетка; 3 колонна НКТ; 4 колонна обсадная;

5 колонна штанговая (стальная); 6 центраторы-протекторы; 7 шток

полированный составной; 8 вставка изолирующая; 9 балансир; 10 привод;

11 штанга стеклопластиковая; 12 станция катодной защиты (источник

питания); 13 кабель (гибкий); 14 кабель

Рисунок 4 – Технологическая схема электротермохимического метода

предупреждения гидратоасфальтопарафиновых

отложений в добывающих скважинах, оснащённых

УШГН

Четвёртая глава посвящена совершенствованию технологии борьбы с гидратообразованием ударно-волновым воздействием.

Основанием для разработки устройства для возбуждения ударных волн в нефтепроводах системы сбора застывающих высокопарафинистых нефтей служат результаты исследований, выполненных ГУП «ИПТЭР»,
г. Уфа. В результате работ на установке «ударная труба» было показано, что воздействие ударных волн длительностью (3…4)10-3 с и амплитудой волны сжатия до 5,0 МПа снижает статическое напряжение сдвига для застывшей высокопарафинистой нефти в два раза. Обычное нагружение давлением 5,0 МПа указанной нефти подобного эффекта не производит. Это позволяет сделать вывод, что ударные волны более эффективны при пуске нефтепроводов с застывшей нефтью, чем обычно применяемые методы пуска медленное нагружение и сброс давления (раскачка нефтепровода).

Эффект воздействия ударной волны можно объяснить наличием больших перепадов давления на коротких участках трубы при распространении в ней волны давления. Поскольку амплитуда волны сжатия не превышает рабочих давлений нефтепровода, то разрушения или пластической деформации материала трубы не происходит. То есть в настоящее время пуск трубопроводов с вязкой нефтью осуществляется или с помощью создания давления, превышающего в несколько раз рабочее давление, или путём разогрева трубопровода с последующей продавкой продукта. Пуск трубопровода значительно осложняется, если он проложен в труднодоступных местах со сложным рельефом. В этом случае, как правило, заменяют участки «застывшего» трубопровода. Все перечисленные варианты требуют больших капитальных и эксплуатационных затрат.

Разработанное при участии автора устройство (патенты
№ 84941 и № 84502) обеспечивает повышение эффективности благодаря многократности воздействия и сокращение времени на повторное применение.

На рисунке 5 изображена схема устройства для создания многократных импульсов давления при перекачке высокопарафинистой нефти. Устройство состоит из насосного агрегата 1, приёмной задвижки 2, корпуса 3, нагнетательной 4 и разрядной 5 камер, эластичного (резинового) шара 6, решёток (сёдел) 7 и 8, коммутирующих задвижек 9 и 10, дренажной ёмкости 11, манометров 12 и 13.

1 насосный агрегат; 2 задвижка приёмная; 3 корпус;

4 нагнетательная камера; 5 разрядная камера;

6 шар эластичный; 7, 8 решётки; 9, 10 задвижки;

11 – ёмкость дренажная; 12, 13 манометры

Рисунок 5 – Схема устройства для создания многократных импульсов

давления при перекачке высокопарафинистой нефти

Устройство работает следующим образом. Рабочая жидкость (горячая вода) от насосного агрегата 1 через открытую задвижку 2 поступает в нагнетательную камеру 4 и силой давления жидкости запирает проходной канал устройства эластичным шаром 6, работающим в данном случае как клапан. При достижении расчётного давления, которое определяется диаметром канала в корпусе 3 со стороны нагнетательной камеры 4, шар 6, находящийся под действием перепада давлений в камерах 4 и 5, «перетекает» в разрядную камеру 5, происходит резкий сброс давления, сопровождающийся гидравлическим ударом. Через 30…50 с давление в разрядной 5 и нагнетательной 4 камерах выравнивается. С целью перехода к следующему циклу устройство переводят в исходное состояние закрытием задвижки 2 и открытием задвижки 9 и сбросом давления рабочей жидкости в дренажную ёмкость 11. Контроль срабатывания устройства обеспечивается по изменению давлений на манометрах 12 и 13.

В результате воздействия ударных волн длительностью (1…4)10-3 с и амплитудой волны сжатия до 5…8 МПа снижается статическое напряжение сдвига для застывшей высокопарафинистой нефти, что способствует разрушению отложений на поверхности трубопровода и предупреждает снижение его пропускной способности.

Также разработано устройство для защиты от гидратообразования и коррозии манифольдов, шлейфов добывающих скважин и линейной части подземных продуктопроводов, газопроводов и нефтепроводов путём внутреннего термического воздействия и катодной поляризации (патент
№ 94975).

Цель достигается тем, что в известном устройстве катодной защиты, включающем источник постоянного тока, вспомогательный электрод (анод) располагается внутри трубопровода и в максимально низкой его части.

Достижение положительного эффекта в предложенном устройстве (рисунок 6) обеспечивается, во-первых, повышенной плотностью тока благодаря использованию в качестве электролита самой перекачиваемой жидкости (воды, эмульгированной в нефти) и, во-вторых, эффектом «катодной пассивности», так как внутренняя и наружная поверхности покрываются прочной плёнкой Fe3O4 (магнетит), дополнительно обеспечивая иммунитет от коррозии, устранение дефектных зон вдоль трубопровода и снижение адгезионных свойств поверхности. Устройство работает следующим образом.

Под действием электрического тока внешнего источника, протекающего через транспортируемую минерализованную жидкость, происходит электролиз воды, эмульгированной в нефти, и за счёт электрохимических реакций катодная защита обеспечивает условия для образования защитных плёнок магнетита (3Fe+2 +4OH-1 = Fe3O4 +2H2) и известковых отложений большей плотности и с меньшим числом пропусков (дефектов) с максимальной эффективностью воздействия и расходования тока катодной защиты.

1 – трубопровод; 2 – уплотнительное устройство;

3 – жертвенный электрод; 4 – изоляторы;

5 станция катодной защиты

Рисунок 6 Катодный вариант защиты трубопровода

от гидратоотложений и внутренней коррозии

Другим решением (патент № 93456), также предотвращающим образование гидратопарафиновых отложений в линейной части магистральных и промысловых трубопроводов, может быть устройство (рисунок 7), отличающееся тем, что нагревательный электрод (расходуемый анод) располагается снаружи защищаемого участка трубопровода. Достижение положительного эффекта в предложенном устройстве обеспечивается снижением гидравлического сопротивления трубопровода и отсутствием препятствий прохождению очистного устройства (скребка).

1 трубопровод; 2 байпас; 3 расходуемый анод; 4 упор;

5 задвижки коммутирующие; 6 вентиль дренажный;

7 устройство уплотнения; 8 станция катодной защиты

Рисунок 7 Схема устройства для защиты трубопровода

от гидратопарафиновых отложений

Основные выводы

1. Разработанные при участии автора методические рекомендации и технические средства позволяют предупредить образование гидратопарафиновых отложений, снизить объемы потребления реагентов (метанола, диэтиленгликоля) и увеличить межремонтный период работы скважин осложнённого фонда (патент № 84452).

2. Разработаны комплексный ударно-реагентный метод и устройства на его основе для многократного воздействия на парафиногидратные отложения в шлейфах добывающих скважин и магистральных трубопроводах (патенты № 84941 и № 84502).

3. Разработаны устройства безгидратной защиты шлейфов добывающих скважин и магистральных трубопроводов от гидратоотложений с эффектом их катодной защиты от коррозии (патенты № 93456 и № 94975).

4. Разработанные методические рекомендации и комплекс технических решений по предупреждению гидратопарафиновых отложений используются в ТПП «Лангепаснефтегаз» ОАО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь».

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Хайбуллин Д.М., Подъяпольский А.И., Мурзагулов В.Р., Хафи-
зов Н.Н., Эпштейн А.Р. Электрохимический метод предотвращения солеотложений в установках электропогружных центробежных насосов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2008. Вып. 4 (74). С. 26-29.

2. Подъяпольский А.И., Эпштейн А.Р., Куршев А.В., Мурзагулов В.Р. Электрохимический метод снижения коррозионного износа внутренней поверхности промысловых трубопроводов // Трубопроводный транспорт 2009. Матер. V Междунар. учебн.-научн.-практ. конф. Уфа, 2009.
С. 327-330.

3. Мурзагулов В.Р. Предупреждение гидратообразования в системах промыслового сбора газа залежей Ямбургского газоконденсатного месторождения // Актуальные вопросы нефтегазовой отрасли в области добычи и трубопроводного транспорта углеводородного сырья. Матер. научн.-практ. семинара 19 января 2009 г. Уфа, 2009. С. 12-13.

4. Мурзагулов В.Р. Места образования гидратов на Ямбургском газоконденсатном месторождении // Актуальные вопросы нефтегазовой отрасли в области добычи и трубопроводного транспорта углеводородного сырья. Матер. научн.-практ. семинара 19 января 2009 г. Уфа, 2009.
С. 14-15.

5. Мурзагулов В.Р. Состав и структура Ямбургского газоконденсатного месторождения // Актуальные вопросы нефтегазовой отрасли в области добычи и трубопроводного транспорта углеводородного сырья. Матер. научн.-практ. семинара 19 января 2009 г. Уфа, 2009.
С. 16-17.

6. Патент на полезную модель № 85937, МПК Е21В 23/00. Скважинный контейнер / А.Г. Гумеров, Д.М. Хайбуллин, В.Р. Мурзагулов, А.И. Подъяпольский, А.Р. Эпштейн, Р.М. Хайбуллин. 2009104193; Заявлено 09.08.2009; Опубл. 20.08.2009. Бюл. № 23.

7. Патент на полезную модель № 84941, МПК Р17Д 1/16. Устройство для создания импульса давления при перекачке нефти в осложненных условиях / А.Г. Гумеров, В.Р. Мурзагулов, Н.Н. Хафизов, Д.М. Хайбуллин, А.Р. Эпштейн. 2008145935; Заявлено 17.11.2008; Опубл. 20.07.2009. Бюл. № 20.

8. Патент на полезную модель № 84452, МПК Е21В 37/00. Устройство для очистки нефтяных скважин / А.Г. Гумеров, В.Р. Мурзагулов,
Н.Н. Хафизов, Д.М. Хайбуллин, А.Р. Эпштейн. 2008145433; Заявлено 17.11.2008; Опубл. 10.07.2009. Бюл. № 19.

9. Патент на полезную модель № 84502, МПК F17D 1/16. Установка для защиты выкидных линий скважин и внутрипромысловых трубопроводов от замораживания при аварийных остановках скважин / А.Г. Гумеров,
Д.М. Хайбуллин, Р.М. Хайбуллин, В.Р. Мурзагулов, А.Р. Эпштейн,
А.Р. Буранчин. 2008152976; Заявлено 31.12.2008; Опубл. 10.07.2009. Бюл. № 19.

10. Патент на полезную модель № 93456, МПК Е21В 37/00. Устройство защиты трубопроводов от внутренней коррозии / А.В. Куршев, В.А. Тубаяков, А.Р. Эпштейн, Л.Р. Хасаншин, В.Р. Мурзагулов. 2009146837; Заявлено 16.12.2009; Опубл. 27.04.2010. Бюл. № 12.

11. Патент на полезную модель № 94975, МПК С23F 13/00. Устройство защиты от коррозии внутренней поверхности нефтепроводов / А.А. Бек-баулиева, А.Р. Эпштейн, Л.Р. Хасаншин, В.Р. Мурзагулов. – 2009146806; Заявлено 16.12.2009; Опубл. 10.06.2010. Бюл. № 16.

Фонд содействия развитию научных исследований

Подписано к печати 17.03.2011 г. Бумага писчая.

Заказ № 63. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3.



Pages:     | 1 ||
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.