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 || 3 |

Совершенствование технологии сбора, подготовки и транспорта высокозастывающих нефтей месторождений сп вьетсовпетро

-- [ Страница 2 ] --

С целью изучения процесса предотвращения отложений парафина в трубопроводах проведено исследование влияния разных депрессаторов и ингибиторов парафина на процесс образования АСПО в трубопроводах и в подъемных трубах добывающих скважин месторождений «Белый Тигр» и «Дракон».

Сущность метода проведения лабораторных исследований реагентов для удаления АСПО заключается в следующем:

– берутся емкости объемом 100 мл, определяется их вес;

– в каждую емкость помещается по 2 грамма образца АСПО;

– емкости помещаются на водяную баню с температурой 95 °С и выдерживаются до полного расплавления АСПО;

– после этого емкости выдерживаются при комнатной температуре для охлаждения и застывания АСПО;

– в каждую емкость добавляется по 20 мл испытуемого химреагента и выдерживается при комнатной температуре необходимое количество времени (в нашем случае – 24 или 72 часа). Через 8 часов после начала эксперимента производится слабое помешивание бутылок;

– после выдержки реагент сливается, пропускается через фильтровальную бумагу для оценки консистенции и размеров диспергированных частиц АСПО;

– осматривается внутренняя поверхность емкостей для оценки эффективности диспергирования и удаления АСПО;

– емкости с остатками АСПО и диспергированными частицами на фильтровальной бумаге подсушиваются и взвешиваются для оценки эффективности растворения АСПО.

В главе приведены результаты лабораторных исследований депрессаторов различных фирм-производителей.

Эффективность представленных депрессаторов оценивалась по температуре застывания обработанных этими реагентами проб нефти и по результатам проведения реологических исследований в области температур и скоростей сдвига, характерных для перекачиваемых нефтей месторождений
СП «Вьетсовпетро». Сравнивались эффективности новых реагентов по отношению к используемым в настоящее время на месторождениях депрессаторам.

Действие ингибиторов парафиноотложений сводится к целенаправленному изменению формы и размеров кристаллов парафина с тем, чтобы они потеряли способность к закреплению на металлической поверхности. Очевидно, что эти изменения должны сказаться и на скорости образования отложений.

Проведены испытания депрессаторов РАО-85288 при обработке и транспорте нефти месторождения «Белый Тигр» и PAO-3057 – для месторождения «Дракон».

Реологические исследования проводились согласно принятой в
СП «Вьетсовпетро» методике. Депрессатор вводился в нефть при температуре 65 °C, испытываемые дозировки реагента на нефти месторождения «Белый Тигр» составляли 200…500 г/т, а на нефти месторождения «Дракон» – 1000…1800 г/т. Максимальная скорость сдвига при испытании нефти месторождения «Белый Тигр» составляла 50 с-1, нефти месторождения «Дракон» – 12 с-1. Испытания проводились при ступенчатом снижении температуры нефти до достижения минимальной температуры морской воды в районе месторождений 22 °C.

Для нефти месторождения «Белый Тигр» реологические исследования депрессатора PAO-85288 показали его более высокую эффективность по сравнению с использующимся в настоящее время депрессатором при обработке нефти с дозировками 200…500 г/т при температуре 65 °C, а для нефти месторождения «Дракон» реагент PAO-3057 показал высокую эффективность при дозировках 1000, 1500 и 1800 г/т при температуре обработки 65 °C по сравнению со смесью депрессаторов, используемой в СП «Вьетсовпетро» для обработки нефти RC-2.

В связи с наличием конденсата, способного улучшать реологические характеристики нефти, исследована возможность замены обработки нефти депрессатором смешением нефти с конденсатом. Для оценки эффективности транспорта нефти с ЦТП-2 с добавкой конденсата проведены реологические исследования нефти ЦТК-3 в смеси с конденсатом в количестве 3 %, 5 % и 10 %. Конденсат, используемый в экспериментах, представлял собой смесь стабильного и нестабильного конденсатов в соотношении 1:1. Также для сравнения эффективности добавления конденсата с существующим методом обработки нефти на ЦТК-3 проводилось исследование нефти, обработанной депрессатором VX-7484 в количестве 150 г/т.

Также были проведены лабораторные исследования по оценке интенсивности образования АСПО в нефти ЦТК-3 при обработке депрессатором VX-7484 и при добавке конденсата.

Как следует из результатов исследований, реологические свойства нефти ЦТК-3, обработанной депрессатором VX-7484 с удельным расходом 150 г/т, сравнимы с реологическими свойствами нефти с содержанием конденсата от 3 % до 5 %. Однако АСПО, образующиеся в нефти при обработке депрессатором VX-7484, более рыхлые, чем АСПО, образующиеся при добавке конденсата. Поэтому целесообразнее продолжать обработку нефти ЦТК-3 депрессатором, нежели заменять ее смешением с конденсатом.

С целью растворения АСПО в насосно-компрессорных трубах проведены лабораторные исследования эффективности реагентов. Для испытания была взята проба АСПО из НКТ скважин МСП-7. Исследования проводились на основе метода испытания диспергаторов и растворителей парафина. В стеклянную бутылку помещались 10 граммов АСПО, наливалось 120 мл реагента, и выдерживалось при комнатной температуре (28…30 °С) в течение 72 часов. После этого определялись степень растворения АСПО, консистенция нерастворенной части и свойства образовавшегося раствора АСПО.

По результатам лабораторных исследований, реагент Heat FSoL фирмы Heat Resources Pte Ltd показал наибольшую эффективность по растворению и диспергированию АСПО, наблюдалось практически полное удаление АСПО с внутренней поверхности лабораторного сосуда уже после 24 часов проведения эксперимента; дисперсант Heat FSoL фирмы Heat Resources Pte Ltd рекомендован для проведения опытно-промышленных испытаний по удалению АСПО из НКТ скважин.

По результатам исследований рекомендованы к опытно-промышленным испытаниям химические реагенты PAO-80033 производства фирмы Baker Petrolite и TP-PWI 05 производства компании Thuan Phong.

В четвертой главе рассматриваются механизмы предотвращения образования и удаления имеющихся отложений в системе сбора, подготовки и транспорта нефти.

Опытно-промышленные испытания депрессатора Flexoil SFM-4228 проводились в соотношении 7:3 с общей дозировкой 1500 г/т. Смесь реагентов подается на глубину более 2000 м от устья по импульсным трубкам в каждую скважину. Фиксировались следующие параметры: давление и температура на стояке RP-3, температура застывания перекачиваемой нефти через каждые 8 часов, производительность откачки и обводненность нефти. Периодически производился отбор проб нефти с последующей отправкой в лабораторию для проведения реологических исследований.

На рисунке 1 представлены изменения дозировки депрессатора и температуры застывания перекачиваемой нефти, замеренные на RP-3. На рисунке 1 четко видны колебания температуры застывания при подаче
Flexoil SFM-4228 с расходом 1800 г/т, а при дозировке 2000 г/т колебания значительно меньше. На основании результатов анализа работы трубопровода RP-3 УБН при проведении опытно-промышленных испытаний депрессатора Flexoil SFM-4228 для подготовки нефти RP-3 и
RС-2 могут быть сделаны выводы, что реагент Flexoil SFM-4228 с дозировкой 2000 г/т позволяет осуществлять транспорт нефти с RP-3 на УБН с приемлемыми рабочими характеристиками трубопровода RP-3 УБН.

Рисунок 1 – Характеристики транспортируемой нефти

Далее в главе приведены результаты опытно-промышленного испытания и расширенной апробации смеси депрессаторов vx-7484 и ap-1804 для подготовки нефти к транспорту.

До промышленного испытания нефть обрабатывалась смесью депрессаторов Sepaflux ES-3363 и Prochinor AP-1804 в соотношении 70:30 с суммарным удельным расходом 1000 г/т. В каждой скважине смесь депрессаторов подается по импульсным трубкам в поток ГЖС на глубину порядка 2000…2500 м от устья. Объем откачки нефти с RP-3 до испытания колебался в пределах 2200…2700 т/сут (3300…4200 м3/сут) по жидкости.

Анализы параметров работы трубопровода RP-3УБН-3 в период опытно-промышленного испытания и расширенной апробации новой смеси депрессаторов показывают:

– перепад давления при откачке продукции с RP-3 на УБН колеблется в пределах от 5,0 до 7,8 атм, и в среднем составляет 6,0 атм (т.е. данный перепад давлений практически имеет аналогичную величину по сравнению с перепадом давлений в период до испытания, но более стабилен);

– температура застывания нефти, обработанной новой смесью депрессаторов, колеблется в пределах от 15 °С до 22 °С и в среднем составляет 20 °С, что немного ниже температуры застывания нефти, обработанной смесью депрессаторов Sepaflux ES-3363 и Prochinor AP-1804 в соотношении 70:30;

– в течение всего периода проведения промысловых испытаний все параметры работы трубопровода практически остаются стабильными, и прирост перепада давления не был обнаружен.

Результаты реологических исследований проб нефтей показывают, что при обработке новой смесью депрессаторов транспортные характеристики нефти улучшаются по сравнению с ранее используемой смесью депрессаторов (ES-3363 + AP-1804) при одном и том же удельном расходе.

При закачке новой смеси депрессаторов VX-7484 и AP-1804 в соотношении 50:50 по импульсным трубкам в скважины на глубину 2000…2500 м, давление на выкиде дозировочных насосов понижается примерно на 20 % по сравнению с давлением при закачке смеси депрессаторов ES-3363 и AP-1804 в соотношении 70:30, что улучшает работу этих насосов.

Проведен ряд лабораторных исследований по адаптации технологии увеличения производительности газлифтных скважин и ингибирования
АСПО для условий месторождения СП «Вьетсовпетро». Сущность метода заключается в физико-химическом воздействии на газожидкостный поток смесью ингибитора АСПО и поверхностно-активного вещества. ПАВ стабилизирует грубодисперсные газовые эмульсии, препятствуя слиянию пузырьков газа, что позволяет уменьшить эффект проскальзывания газа относительно жидкости и повысить эффективность лифтирования. Ингибитор АСПО уменьшает интенсивность образования отложений в НКТ.

По результатам лабораторных исследований два реагента: REPA 61V производства фирмы Recherche Exploitation Produits (France) и VX-7484 производства фирмы Nalco (Singapore) – были рекомендованы в качестве ингибирующего компонента двухсоставной композиции для улучшения работы подъемника газлифтных скважин. Опытно-промысловые испытания реагентов REPA 61V и VX-7484 были проведены для оценки их эффективности по предотвращению процесса образования парафина в НКТ газлифтных скважин. Предложено подачу химреагентов непрерывно осуществлять в линию подачи газлифтного газа в скважину дозировкой 500…3000 г/т.

На рисунке 2 представлены параметры работы скважины 707 в период подачи реагента VX-7484 (заштрихованная область на рисунке) и после нее. Из рисунка 2 видно, что увеличение дебита жидкости происходило через 23 суток после начала закачки реагента с 23 до 48 м3/сут. Далее при продолжающейся закачке реагента дебит вырос до 58 м3/сут при относительно стабильном уровне расхода газлифтного газа. При этом буферное давление снизилось с 17,0 до 12,5 атм. Данные факты также могут свидетельствовать о произошедшей очистке скважинного оборудования от АСПО.

После резкого увеличения дебита процесс очистки продолжался еще около месяца, дебит жидкости незначительно увеличивался (до стабилизации параметров). Закачка реагента при этом продолжалась. Очевидно, что первоначально подверглись очистке более рыхлые фракции АСПО, на очистку более твердых фракций потребовалось около месяца времени при продолжающейся закачке реагента.

  Изменение параметров скважины 707 при испытании реагента VX-7484 На-1

Рисунок 2 – Изменение параметров скважины 707 при испытании
реагента VX-7484

На основании проведенных опытно-промысловых испытаний можно сделать следующие выводы: при испытании реагента VX-7484 в скважинах 703 и 707, при постоянном расходе газлифтного газа достигнуто увеличение дебита жидкости соответственно в 1,6 и 2,5 раза, буферное давление скважин снижено с 17,0 до 12,5 атм. Следовательно, применение данного реагента по результатам испытания следует признать эффективным.

Пятая глава посвящена вопросам совершенствования технологии сбора и транспорта добываемой продукции месторождений с целью повышения эффективности работы системы сбора в целом и обеспечения продления срока рентабельности эксплуатации МСП на севере. Разработана технология безнасосного транспорта продукции северного свода месторождения «Белый Тигр».

Продукция скважин не проходит сепарацию на МСП и в виде газожидкостной смеси за счет энергии газа газлифта под устьевым давлением скважин транспортируется на ближайшую МСП или на центральную МСП. По результатам предварительного расчета для транспорта продукции с МСП-7 в виде ГЖС на МСП-4 через МСП-5 и МСП-3 потребуется поддерживать на МСП-7 давление порядка 1,8 МПа. Такие большие потери давления при транспорте могут привести к перерасходу рабочего агента или снижению дебита скважин. Кроме того, имеющаяся сепарационная мощность на МСП-4 не достаточна для сепарации сборной продукции с МСП-3 и МСП-8.

Проведенные исследования позволили сделать выводы, что более предпочтительным выглядит вариант транспорта продукции в виде газонасыщенной нефти (ГНН) с использованием существующих на МСП нефтегазовых сепараторов (НГС) в качестве устройства предварительного отбора газа (УПОГ). Он позволит упростить технологический комплекс на МСП и обеспечить требуемые показатели по добыче продукции на МСП. Это сделает более рациональным проведение реконструкции, ремонта МСП и ее эксплуатации в дальнейшем.

Из существующего на МСП-7 комплекса технологического оборудования для сепарации и откачки нефти только НГС использован в качестве УПОГ. При этом транспорт ГНН осуществляется под давлением первой ступени сепарации в НГС. Газонасыщенная нефть из НГС МСП-7, минуя
блок-емкости (БЕ), поступает прямо в стояк трубопровода МСП-7МСП-5 и транспортируется на МСП-5. На МСП-5 приходящая газонасыщенная нефть поступает в БЕ для сепарации и дальнейшей откачки на УБН-1.

При проведении испытания зафиксированы основные параметры работы скважин, технологического оборудования на МСП-7 и трубопровода
МСП-7 МСП-5. На МСП-7 БЕ и его обвязка были промыты и заполнены водой для консервации.

Отмечено следующее:

- значения давления сепарации в НГС на МСП-7 до и во время испытания остаются практически без изменения и колеблются в пределах от 9,0 до 10,0 атм;

- температура продукции в НГС МСП-7 на несколько градусов снизилась, потому что в НГС поступает более холодная продукция с газлифтных скважин 74, 704, 708 и 715 и составила 43…45 °С. Результаты анализа изменения температуры нефти на стояке МСП-7 показывают, что после перехода на режим безнасосной откачки температура ГЖС на стояке МСП-7 сразу снизилась примерно на 2 °С и составила 42…44 °С;

- в зависимости от уровня регулирования задвижки на стояке МСП-5 давление на стояке МСП-7 изменяется в пределах 4,3…6,8 атм, а давление на стояке МСП-5 – 2,0…6,2 атм (таблица 1);

- на МСП-7 давление на стояке трубопровода системы сбора газа во время проведения испытания остается стабильным на уровне 7,9…8,2 атм, выше на 0,2…0,3 атм по сравнению с тем, что было до испытания;

- на стояке МСП-5 температура поступающей с МСП-7 ГЖС также довольно стабильна и составляет 32…33 °С.

Анализ результатов испытания показывает, что продукция транспортируется по трубопроводу МСП-7 МСП-5 не в режиме газонасыщения, а в виде ГЖС с небольшим газовым фактором. Это связано с тем, что, во-первых, давление в трубопроводе всегда меньше давления насыщения нефти газом, принимавшегося равным давлению в НГС; во-вторых, потери давления при транспорте в зависимости от среднего давления в трубопроводе составляют от 0,4 до 2,8 атм, что в несколько раз выше перепада давления при насосной откачке дегазированной нефти (0,5 атм).

Таблица 1 – Значения давления на стояках трубопровода МСП-7 МСП-5 при транспорте газожидкостной смеси

Рстояк, атм Рстояк на МСП-5, атм Перепад давления, атм
МСП-7 МСП-5
4,3…5,3 2,0…2,5 2,3…2,8
4,7…5,2 2,5…2,7 2,2…2,5
5,1…5,4 3,7…3,9 1,4…1,5
5,6…6,8 3,9…6,2 0,6…1,7


Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 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.