· снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия ГЖС;
· интенсивное газовыделение;
· уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
· изменение скорости движения ГЖС и отдельных её компонентов;
· состав углеводородов в каждой фазе смеси;
· соотношение объема фаз;
· состояние поверхности труб.
Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться во времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.
Влияние АСПО на работу подземного оборудования
Под парафиновыми соединениями, выделяющимися из нефти в добывающих скважинах в процессе их работы, понимают сложную углеводородную физико -химическую смесь, в состав которой входят различные вещества, такие как парафины, асфальтосмолистые соединения, силикагелевые смолы, масла, вода. Механические примеси.
Содержание отдельных компонентов в парафинистой массе различно и зависит от условий формирования нефтяной залежи и характеристики нефти.
Наличие парафина независимо от его количества в нефти ставит перед производственниками много технологических и технических задач, связанных с ликвидацией осложнений, вызываемых парфиноотложениями.
В процессе работы скважины возникают определённые условия, при которых интенсивность парафиноотложений возрастает:
1. снижение давления в области забоя и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной смеси (ГЖС);
2. интенсивное газовыделение;
3. уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
4. изменение скорости движения ГЖС;
5. состав и соотношение углеводородов в каждой фазе ГЖС.
Поскольку для нормального процесса добычи нефти проблему представляет не сам факт выпадения парафина из нефти, а его накопление на подземном оборудовании и НКТ, то и интерес вызывают условия образования АСПО в скважине. Некоторыми такими условиями являются:
· адсорбционные процессы на границе металл- парафин;
· наличие на поверхностях отложений продуктов разрушения пласта, мехпримесей, продуктов коррозии металлов и т.д.;
· шероховатость поверхности подземного оборудования (в особенности НКТ);
· скорость движения ГЖС;
· структура потока жидкости.
Практика добычи парафинистой нефти показывает, что основными местами отложений парафина являются:
- скважинные насосы;
- НКТ;
- выкидные линии отскважин;
- резервуары промысловых сборных пунктов.
Толщина отложений увеличивается постепенно от места начала их образования на глубине 500-900 м и достигает максимальной толщины на глубине 50-200м от устья, затем уменьшается до 1-2мм в области устья.
3.5 Технология применения греющего кабеля УЭЦН для борьбы с АСПО
Одна из проблем, серьезно затрудняющих эксплуатацию многих нефтяных месторождений Западной Сибири - образование гидрато-парафиновых пробок (ГПП) в работающих скважинах. Несмотря на интенсивные профилактические меры (скребкование, горячие промывки, использование ингибиторов парафиноотложений) полностью исключить образование ГПП, не удается, что приводит к потерям в добыче нефти, происходящим из-за остановок скважин для проведения восстановительных мероприятий. Для возвращения скважин в рабочее состояние необходимо принимать серьезные меры по ликвидации гидрато-парафиновой пробки большой протяженности (50-300м), на что тратятся значительные силы и средства. Для радикального решения проблемы требуется разработка такой технологии, при которой вовсе отсутствовали бы условия для образования ГПП в скважине, необходимо создание методов, которые были бы направлены не на борьбу с последствиями образования гидрато-парафиновых пробок, а на предотвращение условий их образования.
3.5.1 Технология применения греющего кабеля
Одним из главных факторов способствующих выделению парафина из нефти и образования гидратов является температура. Повышение температуры нефтеводогазовой смеси в НКТ, позволяет избежать образования гидратно-парафиновых пробок. Принцип работы греющего кабеля заключается в нагреве внутреннего пространства насосно-компрессорных труб с помощью специального изолированного нагревательного кабеля, помещенного в интервал интенсивного гидрато-парафиноотложения. Применение того или иного греющего кабеля определяется способом добычи нефти. Для скважин, оснащенных штанговым глубинным насосом (ШГН), нагреть скважинную жидкость можно с помощью нагревательного кабеля, проложенного только снаружи НКТ (рис.3.14,а), так как внутри НКТ находится штанга. Для скважин, оснащенных электроцентробежным насосом (ЭЦН), а также фонтанных и газлифтных нагреть скважинную жидкость можно с помощью нагревательного кабеля, опускаемого в НКТ (рис.3.14,б) через лубрикатор.
Рисунок 2.15 -Расположение нагревательных кабелей в скважине:
а) скважина с ШГН, б) скважины с ЭЦН, фонтанные и газлифтные: 1 - насосно-компрессорная труба; 2 - штанга насоса; 3 - кабель; 4 - обсадная колонна.
С помощью пакета прикладных программ ANSYS моделировалось температурное поле в поперечном сечении скважины, оно вычислялось из условия, что дебит равен нулю (рис.3.15).
Из рисунка видно, что при мощности кабеля 100 Вт/м температура нефти в НКТ составит 47°С, в то время как при нагреве самонесущим кабелем, расположенным в НКТ, 43°С при мощности 24 Вт/м.
Следовательно, нагрев кабелем, расположенным внутри НКТ, требует в несколько раз меньшей мощности, чем нагрев кабелем, расположенным снаружи НКТ. К числу методов по борьбе с гидратно-парафиновыми пробками, применяемым на предприятии, относятся: спуск-подъем скребков, горячая обработка скважин нефтью. Данные методы требуют значительных материальных затрат и затрат трудовых ресурсов, а также не всегда оказываются эффективными, что приводит к длительным простоям скважин.
В качестве профилактических мер с 2005 года ОАО «Аганнефтегазгеология» приступило к использованию греющего кабеля, что позволило получить ощутимый экономический эффект.
На данный момент греющим кабелем оборудованы 7 скважин, являющиеся самыми проблемными в плане образования гидрато-парафиновых пробок.
3.5.2 Техника и оборудование для осуществления прогрева скважин греющим кабелем
Технология реализуется с помощью установки по прогреву скважин (УПС). УПС позволяет в автоматическом режиме управлять прогревом и обеспечивать защиту нагревательного элемента.
Комплект УПС состоит из:
1. Нагревательного элемента.
2. Станции управления прогревом.
3. Силового трансформатора.
Нагревательный элемент представляет собой специальный термобаростойкий, сложно изготовленный кабель, устойчивый к воздействию агрессивных сред (рис.3.16). Рабочая часть нагревательного элемента имеет изоляционную оболочку, изготовленную из высокотемпературных материалов (фторопласт, сополимер пропилена), на которую затем накладывается броня из стальной оцинкованной проволоки в два повива. На верхний повив накладывается защитная оболочка из синтетического материала.
Рисунок 3.16 - Греющий кабель КГн12х2,5-55-90-Оа-25,8
1-центральная жила; 2-оболочка датчиков; 3-контрольные жилы; 4-изоляция контрольных жил; 5,10-теплопроводный заполнитель; 6,11-обмотка; 7,12,13-промежуточная оболочка; 8-токопроводящие жилы нагревательных элементов; 9-разделяющие жгуты; 14,15 -1-й и 2-й повив брони.
Нагревательный элемент выполняется с коаксиальными обмотками таким образом, что на центральную нагревательную жилу приходится 20% подаваемой электрической мощности, оставшиеся 80% электрической мощности выделяются на коаксиальный проводник, расположенный ближе к поверхности нагревательного элемента. С целью контроля за работой нагревательного элемента в его единую технологическую цепь монтируются датчики температуры.
Спуск нагревательного элемента в скважину проводится с помощью специализированных геофизических подъемников, снабженных необходимым оборудованием.
После спуска нагревательного элемента в скважину он закрепляется и герметизируется с помощью специального крепления и сальникового устройства (рис.3.17).
Станция управления прогревом предназначена для контроля и управления процессом прогрева жидкости в объеме лифтовых труб эксплуатационных скважин.
Станция управления прогревом включает в себя: входной рубильник, входной автоматический выключатель, устройство защитного отключения по току утечки, трехфазный тиристорный управляемый выпрямитель для бесконтактного включения/выключения, терморегуляторы для регулирования и контроля рабочего процесса, приборы измерения тока и напряжения, приборы измерения и управления температурой нагревательного элемента, индикаторы неисправностей.
Станция управления прогревом позволяет:
- осуществлять и прекращать подачу электрического тока на нагревательный элемент;
- контролировать ток, протекающий через нагревательный элемент;
- контролировать напряжение, приложенное к нагревательному элементу;
- регулировать температуру нагревательного элемента в скважине;
-прекращать подачу электрического тока или ограничивать ее при отключении станции управления работой УЭЦН;
- измерять температуру добываемой жидкости в термокармане, врезанном в нефтесборный коллектор;
- измерять и регулировать температуру внутри герметичного шкафа станции управления прогревом;
- автоматически отключать силовой пускатель (снимать напряжение с силового трансформатора и, соответственно, нагревательного элемента) от промышленной сети при наличии тока утечки, а также управлять другими устройствами с помощью контакта промежуточного реле.
Вся аппаратура станции управления прогревом смонтирована в герметичном шкафу. Размер шкафа 1800/1200/400 мм (рис.3.18).
Силовой трансформатор. Питание нагревательного элемента производится в зависимости от скважинных условий: либо непосредственно от промышленной сети напряжением 380В, либо при необходимости увеличения мощности прогрева через силовой трансформатор.
Во время работы установки по прогреву, станции управления накапливает и систематизирует данные температур, токов и напряжений в функции времени. Временные периоды снятия отчетов указанных параметров могут устанавливаться в произвольной форме. В дальнейшем эти параметры могут быть представлены как в графической, так и в табличной форме.
На рис.3.19 представлены графики изменения температуры окружающей среды и температуры жидкости в термокармане во времени.
Рисунок 3.19 - Изменение температуры воздуха и температуры в термокармане во времени
Из представленного графика видно, что продолжительность выхода на температурный режим после включения кабеля составляет примерно 12 часов.
Колебания температуры в термокармане связаны с тем, что не удается полностью изолировать термодатчик (рис.3.20) от влияния температуры окружающей среды, поэтому он частично отражает и ее. При этом температура протекающей жидкости является постоянной для заданного температурного режима. Увеличение температуры в период с 14 октября связанно с тем, что был изменен температурный режим, и температуру увеличили до 17оС, путем увеличения токовых нагрузок.
На рис.3.21 представлена схема подключения греющего кабеля к скважине, оборудованной УЭЦН.
Рисунок 3.21- Схема подключения греющего кабеля
3.5.3 Опыт применения греющего кабеля в ОАО «Аганнефтегазгеология»
В ОАО «Аганнефтегазгеология» использование технологии прогрева НКТ с помощью греющего кабеля начато с 2005 года. В настоящее время данным методом защищены от образования ГПП 7 скважин.
Практика добычи нефти с помощью УЭЦН показывает, что интенсивное образование ГПП происходит лишь в начальный период (по некоторым скважинам) работы после смены УЭЦН. После 20-30 суток работы скважины ее режим стабилизируется и в дальнейшем появляется возможность бороться с образованием гидратно-парафиновых пробок обычным способом - скребкованием. Простота технологии спуска-подъема греющего кабеля позволяет оперативно извлекать его из скважины с установившемся режимом работы и спускать в скважины, где это наиболее необходимо в данный момент.
В условиях эксплуатации УЭЦН на скважинах, где приток жидкости из пласта ниже производительности УЭЦН и высокий газовый фактор, применение греющего кабеля позволяет путем установки штуцера (на устье) малого диаметра (2-3 мм) выводить скважины на стабильный режим работы, что в конечном итоге приводит к увеличению межремонтного периода.
Проведенный анализ работы скважин со спущенным греющим кабелем выявил следующие положительные результаты:
1. постоянную чистоту внутреннего пространства НКТ, фонтанной арматуры и прилегающих к ним ближних трубопроводов;
2. повышение работоспособности и увеличение срока службы УЭЦН, в том числе за счет снижения вязкости жидкости, подаваемой на поверхность;
3. непрерывность работы скважины и трубопроводов - полностью ликвидирует текущие простои скважины, связанные с образованием ГПП, намного увеличивает время между ремонтами скважин, снижение объема ремонтных работ, уменьшение количества ремонтных бригад и спецтехники;
4. полностью исключает применение других способов удаления гидратно-парафиновых отложений (СПО скребков, горячая обработка нефтью с помощью АДП и др.);
5. возможность регулировки мощности установки - выбор оптимального температурного и энергосберегающего режима работы скважины или трубопровода;
6. экологическую чистоту вокруг скважины;
7. максимальное упрощение управления работой скважины, которое сводится к приборному контролю за техническими и электрическими параметрами и компьютерной обработке этих данных;
8. увеличение среднего дебита скважины, улучшение работы пласта за счет равномерного режима добычи, уменьшение потерь нефти, повышение коэффициента эксплуатации скважин;
9. непрерывную работу скважин, находящихся в труднодоступных местах, с интервалами вечной мерзлоты, с высоковязкой и битумной нефтью.
4 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ
4.1 Расчет и подбор оборудования УЭЦН для скважины №1063, куст №1, пласт БВ8 , Рославльского месторождения
Таблица 4.1 - Исходные данные
Показатели | Числовые значения | |
Глубина скважины, Н, м | 1750 | |
Забойное давление, Рзаб, МПа | 14,32 | |
Пластовое давление, Рпл, МПа | 19,5 | |
Плотность воды, св, кг/м3 | 1008 | |
Плотность нефти, сн, кг/м3 | 820 | |
Обводненность, nв, д. ед. | 0,95 | |
Коэффициент продуктивности, К, т/сут МПа | 3,087 | |
Газовый фактор, Г, м3/т | 85 | |
Коэффициент подачи, бп | 0,75 |
1. Определяем плотность нефтяной эмульсии скважины ссм, кг/м3 ссм = св· nв+ сн (1- nв) (4.2)
где | ссм | - | плотность нефтяной эмульсии, кг/м3; | |
св | - | плотность воды, кг/м3; | ||
сн | - | плотность нефти, кг/м3; | ||
nв | - | обводненность, д. ед.; |
ссм=1008·0,45+820(1-0,95)=998,6 кг/м3
2. Определяем глубину спуска насоса в скважину Lн, м
Lн = Рзаб / (ссм + g) (4.3)
где | Lн | - | глубина спуска насоса, м; | |
Рзаб | - | забойное давление, МПа; | ||
ссм | - | пластовое давление, МПа; | ||
g | - | коэффициент свободного падения; |
Lн=14,32·10-6/(998,6·9,81)=1461,8 м
3. Определяем депрессию на пласт ?Р, МПа
?Р = Рпл - Рзаб (4.4)
где | ?Р | - | депрессия на пласт, МПа; | |
Рзаб | - | забойное давление, МПа; | ||
Рпл | - | пластовое давление, МПа; |
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8