Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ АСПО И ГИДРАТООБРАЗОВАНИЙ
В продуктивных горизонтах нефть и газ залегают в соседстве друг с другом, водой, рассолами, солями, сероводородом, углекислым газом и др. В нефти находятся парафин, смолы, асфальтены, гидраты, сера, сернистые соединения, газы и другие соединения. Часть из них находится в растворенном состоянии и может выпадать в виде твердых -частиц и закупоривать поры пласта, создавать отложения на трубах, в насосах и т. п. в зависимости от условий залегания и извлечения углеводородов. По мере разработки залежей углеводородов термобарогидрогазодинамические условия изменяются, способствуя возникновению и развитию негативных явлений. Это закупоривание пор коллектора и выпадение асфаль-тосмолопарафиновых образований (АСПО) в ПЗП и стволе скважины, отложение гидратов в скважинах. Известно немало случаев, когда собственно система разработки и способы ее осуществления провоцируют осложнения, которые в начальных условиях разработки не обнаруживались.
Эксплуатация скважин на некоторых месторождениях связана со значительным увеличением затрат на проведение работ по депарафинизации колонн насосно-компрессорных труб (НКТ), выкидных линий и ПЗП.
Парафины хорошо растворяются в нефти при температурах выше 40°С. При добыче нефти температура снижается, что приводит к выпадению парафинов из нефти
Для успешной борьбы с отложениями парафина необходимо определить основные термодинамические параметры газожидкостного потока в скважине- изменение температуры и давления по стволу скважины, давление насыщения нефти газом, а также глубину и интенсивность отложения парафина в зависимости от производительности скважины и обводненности ее
327
продукции. Необходимы также данные о составе парафиновых отложений и температуре их плавления. Такие исследования обусловливают выбор наиболее эффективного метода борьбы с отложениями парафина в конкретных условиях.
8.1. УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ И ПРОФИЛАКТИКА АСПО
Анализ основных причин образования АСПО в ПЗП позволяет разделить их на две группы: к первой относятся те, которые характеризуют компонентный состав и физико-химические свойства добываемых нефтей и их изменения в процессе разработки месторождения; ко второй относятся те причины, которые определяют тепловое состояние при-забойной зоны (а также НКТ, оборудования) в процессе эксплуатации скважины.
Геолого-физические условия нефтяных месторождений, эксплуатация которых сопровождается процессом отложений асфальтосмолопарафиновых веществ в добывающих скважинах, нефтепромысловом оборудовании и коммуникациях, весьма разнообразны.
Глубина (и температура) залегания продуктивных горизонтов во многом определяет интервал выпадения АСПО в скважине, скорость осаждения АСПВ (веществ) на глубинном оборудовании. При больших глубинах скважин нецелесообразны применение для очистки труб скребков и обработка скважин горячей нефтью. Для них более предпочтительно использование химических методов. Глубина скважины определяет параметры технологического процесса удаления и предупреждения АСПО, способ и место подачи и объем химреагента, продолжительность, скорость и давление закачки реагента и др.
При интенсивной добыче нефти, отсутствии закачки воды в пласт с целью поддержания пластового давления текущее пластовое давление может понизиться до величины давления насыщения нефти газом, что вызовет увеличение газового фактора, усиленное разгазирование нефти и ее охлаждение и, как следствие, интенсификацию процесса парафиноотложения. Изменения давления на забой скважины и в лифтовых трубах, затрубном пространстве, а также изменения скорости потока нефти при подъеме ее из пласта на поверхность влияют на характер АСПО (скорость и интервал образования осадков, их толщину, структуру, плотность и т. п.) и технологию борьбы с
328
АСПО (способ и место подачи реагента, скорость и давление его закачки, объем продавочной жидкости и др.).
На первой стадии образования АСПО происходит зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов, на второй стадии — осаждение мелких кристаллов на поверхности оборудования, на третьей — осаждение на парафинированную поверхность более крупных кристаллов. При этом асфальтены выпадают и образуют плотный и прочный осадок, в то время как смолы только усиливают действие асфальтенов При снижении температуры нефти до величины температуры насыщения нефти парафином и менее начинается процесс формирования микрокристаллов АСПО. Если температура насыщения нефти парафином близка к пластовой температуре, то создаются условия для АСПО в призабойной зоне пласта и нижней части ствола скважины. Таким образом, температура насыщения нефти парафином определяет глубину начала кристаллизации АСПО в скважине, интервал осадкообразования и др.
Проблема борьбы с формированием АСПО в ПЗП на нефтяных промыслах мира в настоящее время решается предпочтительно применением тепловых и химических методов. Необходимость систематического проведения тепловых обработок для удаления АСПО на большом числе скважин приводит к значительным материальным затратам. Поэтому наиболее перспективными, универсальными и рентабельными остаются пока химические методы. Однако реагент, применяемый в одном случае, эффективен, а в другом — положительного эффекта не дает. Поэтому реагенты и методы их использования надо подбирать для конкретных месторождений и даже скважин с учетом условий АСПО в ПЗП. Этому вопросу посвящены работы В. Ф. Будникова, М. Г. Герасимова, Н. А. Николаенко, Н. Н. Сили-щева, Л. В Склярской, Н. В. Смольникова, В. П. Тронова, Р. X. Хазинова, Р. С. Яремийчука и др.
На выбор ингибиторов парафиноотложения влияет содержание в нефти асфальтосмолистых веществ: химические реагенты депрессорного типа могут оказаться эффективными при использовании на месторождениях с низким содержанием асфальтосмолистых веществ в нефтях.
Интенсивность образования осадков в нефтепромысловом оборудовании, расположенном на поверхности, во многом зависит от состава АСПО.
Выбор метода удаления АСПО тесно связан с составом АСПО и температурой их плавления. При наличии в составе осадков значительного количества парафиновых углеводородов с высокой температурой плавления (церезинов) примене-
329
ние тепловых методов удаления осадков нецелесообразно. Лучшие результаты обеспечивает использование углеводородных растворителей и их композиций.
Процесс АСПО значительно ускоряется в простаивающих скважинах. Его интенсивность в значительной степени зависит от продолжительности простоя скважины, естественных геотермических условий и теплофизических характеристик геологического разреза, присутствия цементного камня в за-колонном пространстве скважин, толщины стенок, ее глубинного оборудования, заполняющих скважину и ее затрубное пространство жидкостей и газов. Некоторые нефтяные месторождения Севера страны характеризуются высоким газовым фактором нефти и наличием в верхней части геологического разреза слоев многолетнемерзлых пород с отрицательной температурой. Даже при непродолжительном простое таких скважин в них могут образоваться парафиногидратные пробки. В таких случаях применение химреагентов комплексного действия нецелесообразно.
Возникновение отложений АСПВ на стенках глубинного оборудования в работающих и простаивающих скважинах зависит от материала глубинного оборудования и состояния его внутренних поверхностей. Эти факторы во многом определяют расположение зон АСПО, скорость отложения осадков, их толщину, конфигурацию, форму, структуру, плотность и др. Чем более гидрофобизирована поверхность оборудования и чем больше степень ее шероховатости, тем интенсивнее парафи-ноотложение при прочих равных условиях.
Метод предотвращения парафиноотложения и технология его применения выбираются в зависимости от характеристик нефтяного пласта: его эффективной толщины, фильтрацион-но-емкостных свойств породы-коллектора (проницаемость, пористость), содержания и состава глинистого материала в нем и определяющих его адсорбционно-десорбционных свойств. Незначительная толщина пласта, его низкая проницаемость, большое количество глинистого материала приводят к потерям химреагента, вследствие чего закачка ингибитора в призабой-ную зону пласта может быть нецелесообразной. Характеристики пласта обусловливают и такие технологические показатели методов предотвращения и удаления парафиноотложений с применением способа закачки химреагента в пласт, как удельная доза, удельный расход и объем химпродукта, продолжительность, давление и скорость его закачки, тип и объем про-давочной жидкости, глубина задавки реагента в пласт, степень адсорбции реагента на породе, скорость и период его десорб-
ззо
ции в пласте, время выдержки скважины для адсорбции или реакции химпродукта, периодичность химических обработок.
Существенная роль при формировании парафиноотложе-ний и выборе метода борьбы с АСПО и разработке его технологии принадлежит дебиту скважин по нефти и степени ее обводненности. Низкие дебиты скважин и малая обводненность добываемой продукции способствуют интенсификации пара-финоотложения. При высоких дебитах скважин и значительной обводненности нефти скорость формирования АСПО на стенках глубинного оборудования снижается, так как в таких условиях происходят гидрофилизация его поверхностей, срыв с них кристаллов восходящим потоком жидкости и газа и вынос микрокристаллов из скважины в наземные коммуникации. В связи с этим для низкодебитных скважин наиболее эффективны химические методы борьбы с АСПО, для среднедебит-ных — механические и тепловые способы, высокодебитных —• защитные покрытия.
Разработка месторождений с использованием различных способов повышения нефтеотдачи существенно изменяет и термодинамические условия разработки залежи. Значительное влияние оказывает применение заводнения. При нагнетании в пласт больших объемов холодной воды нарушается существующий тепловой режим залежи, что создает благоприятные условия для кристаллизации парафина и образования в пласте АСПО.
Наряду с твердыми углеводородами, которыми являются парафины, в нефтях могут находиться вещества, способные к кристаллизации, имеющие наряду с нормальными и изопара-финовыми цепями и циклические структуры. Эти углеводороды входят в состав церезинов.
Церезины — это высокоплавкие углеводороды, по составу и свойствам значительно отличающиеся от парафинов. Температура плавления парафинов 45—54°С, церезинов 65—88°С. Парафины легко кристаллизуются в виде пластинок и пластинчатых лент; церезины имеют мелкоигольчатую структуру и кристаллизируются с трудом, температура кипения парафинов не превышает 550° С, церезинов — выше 600°С и т. д. Церезины обладают большой химической активностью. Они бурно реагируют с серной и хлорсульфоновой кислотами.
Строение молекул этих высокомолекулярных тяжелых компонентов нефти, определяющих многие физические и физико-химические свойства нефти, полностью не выяснено. Установлено, что это сложные смеси, состоящие из высококонденсированных гетероциклических соединений, в состав которых
331
наряду с атомами углерода, водорода и кислорода входят атомы серы, железа, магния, ванадия, никеля и др. веществ.
Существующее деление асфальтосмолистых веществ нефти на нейтральные смолы, асфальтены, карбены и асфальтогено-вые кислоты (и их ангидриды) больше основано на методах выделения этих веществ, их растворимости в тех или иных растворителях, чем на каких-либо признаках, связанных с особенностями их химического строения.
Нейтральные смолы — вещества, нерастворимые в щелочах и кислотах и полностью растворимые в легких нефтяных дистиллатах. Нейтральные смолы — вязкие окрашенные жидкости различной молекулярной массы (от 600 до 1000) плотностью около 1,0. Они легко поддаются действию крепких кислот, света, повышенной температуры, превращаясь при этом частично в асфальтоподобные продукты.
Асфал ьтены — вещества, не растворимые в легких бензинах и петралейном эфире, из которого они осаждаются, но полностью растворимы в бензоле, хлороформе, сероуглероде.
Суммарное содержание асфальтенов и смол в нефтях может доходить до 25—50% по массе.
Асфальтены — хрупкие твердые вещества. Молекулярная масса (в зависимости от метода измерения) может колебаться от 2000 до 12000. Плотность более 1. Молекулы асфальтенов имеют чрезвычайно сложное строение. Дисперсное состояние асфальтенов также зависит от температуры.
Асфальтосмолистые вещества и другие полярные компоненты — поверхностно-активные соединения нефти. Они влияют на затухание фильтрации нефтей, на отложение парафинов. Эти вещества — основные природные стабилизаторы во-донефтяных эмульсий, способствуют пенообразованию нефтей, дают нежелательные последствия при кислотной обработке скважин, обеспечивают прочность адгезии отложений на поверхности твердых веществ.
Собственно кристаллизация парафинов при их небольшом количестве в нефти (3—5%) пока еще не приводит к негативным последствиям. Однако в нефти достаточно высокое содержание (25—50%) высокомолярных компонентов (смолы и асфальтены), которые с парафинами образуют комплексы. Но и это еще не приводит к нарушению фильтрации ПЗП.
При снижении давления ниже давления насыщения газом возникают негативные явления в ПЗП. Давление насыщения Рн —давление газа, находящегося в термодинамическом равновесии с пластовой нефтью. Величина давления насыщения нефти газом зависит от количества растворенного газа, соста-
332
ва нефти, газа, пластовой температуры. С уменьшением температуры давление насыщения падает (для вязких нефтей от 0,01 до 0,08 МПа на 1°С). Давление насыщения определяют по результатам исследования забойных проб нефти.
АСПВ адсорбируются на поверхности газового пузырька, создавая мицеллу, размеры которой сравнимы с размерами пор или даже превышают их. Если выделение газового пузырька происходит еще в ПЗП, а это может иметь место при Р3 < Рн (Рэ — забойное давление, Рн — давление насыщения), то мицелла закрывает поры, препятствуя фильтрации нефти. В ПЗП АСПО удерживается не только благодаря размерам мицеллы, но и в силу действия адсорбционных сил между высокомолярными асфальтенами и горной породой.
Если же выделение газа из нефти происходит в стволе скважины, то по мере движения пузырька при снижении давления размеры пузырька растут до тех пор, пока он не лопнет, осаждая АСПО на стенки НКТ. Сила адсорбции АСПО к стенкам насосно-компрессорных труб зависит от величины заряда частицы АСПО, шероховатости стенок труб, скорости потока нефти.
В процессе разработки нефтяных месторождений обводненность продукции скважин увеличивается. С ростом обводненности продукции скважин, добывающих парафинистые нефти, интенсивность отложения парафина уменьшается. Это связано с увеличением теплоемкости восходящего потока за счет попутно извлекаемой воды и гидрофилизацией внутренней поверхности НКТ. Однако увеличение обводненности продукции скважин в зависимости от технологии ее извлечения часто приводит к образованию эмульсии. Степень эмульгирования восходящего потока и устойчивость образованной имуль-сии зависят от физико-химических свойств нефти и воды, наличия и количества поверхностно-активных веществ в потоке, от режима движения и т. д.
Величина насыщенности пластовой нефти парафином существенно влияет на систему разработки месторождения и выбор технологических параметров. Необходимость учета этой величины вызвана тем, что температура и давление продуктивных пластов в процессе разработки не остаются постоянными. Понижение температуры нефти в пласте и/или давления приводят к выпадению парафина в виде твердой фазы. Наличие в нефти кристаллов парафина приводит к затуханию фильтрации и уменьшению коэффициента вытеснения нефти.
Выпавшие из нефти тяжелые углеводородные соединения, как правило, способствуют снижению гидропроводности ПЗП.
333
Исследования изменения проницаемости образцов песчаника при температурах ниже и выше температуры насыщения нефти парафином, а также анализ промысловых данных показали следующее. Во всех случаях происходит значительное снижение относительного коэффициента фильтрации при снижении температуры, причем резкий перегиб кривой наблюдается при температуре, соответствующей температуре, идентичной температуре насыщения нефти парафином или близкой к ней. При этом образцы с низкой проницаемостью становятся непроницаемыми, а в образцах с высокой проницаемостью фильтрация замедляется, проницаемость снижается.
АСПО, отличаясь неоднородностью, кристаллизуются не мгновенно, а в течение некоторого времени; поэтому изменение реологической характеристики нефти происходит постепенно. Некоторые же исследователи вообще не отмечают изменения подвижности нефтей при начале кристаллизации парафина, и она густеет постепенно, вплоть до кристаллизации всего парафина. Отмечается, что скорость фильтрации может уменьшаться с течением времени и при постоянной температуре фильтрации, если она ниже температуры насыщения нефти парафином. Начальная скорость фильтрации на каждой температурной ступени уменьшается с течением времени, но не достигает нулевого значения. Это обстоятельство может служить объяснением практических наблюдений, когда проис-' ходит падение производительности скважин без каких-либо видимых изменений в температурном режиме ее работы.
На стадии освоения скважины важно достоверно оценить размеры области выпадения углеводородов с целью выбрать оптимальный способ вторичного вскрытия пласта и метода освоения скважины, величины депрессий, необходимых для вызова притока из пласта, а также методов интенсификации притока.
8.2. РАСЧЕТ РАДИУСА ПАРАФИНОВОЙ КОЛЬМАТАЦИИ ПЗП
Способ определения радиуса снижения проницаемости ПЗП при формировании в ней парафинистых нефтей предложен В. М. Светлицким с соавторами.
Рассмотрим скважину радиусом Re, вскрывшую продуктивный пласт Вокруг скважины имеется зона радиусом R снижения проницаемости продуктивного пласта за счет парафиниза-
334
ции. В процессе работы скважины на границе зоны, ограниченной радиусом R, устанавливаются давление Р и температура насыщения Тн, соответствующая температуре начала выпадения парафинов из пластовой нефти. Согласно эффекту Джо-уля-Томсона, изменение температуры при фильтрации газонефтяного потока определяется выражением
Тн - Т3 = Г(Р - Р3), (8.1)
где Тн — температура насыщения пластовой нефти парафином, °С;
Т3 — температура на забое работающей скважины, °С;
е~— интегральный коэффициент Джоуля-Томсона для газонефтяного потока, °С/МПа;
Р — давление на границе зоны радиусом R, МПа;
Р3 — давление на забое работающей скважины, МПа.
Температура насыщения нефти парафином, согласно Г. Ф. Требину и В. Н. Мамуны, определяется выражением:
Тн = Т0 - af + вР, (8 2)
где Т0 — температура насыщения дегазированной нефти парафином, °С;
а — эмпирический коэффициент, характеризующий состав системы, °С;
f — газосодержание, м3/м3;
в — эмпирический коэффициент, характеризующий состояние системы, °С/МПа.
На основании изучения физических свойств пластовых нефтей установлено, что газосодержание взаимосвязано с давлением следующим соотношением:
f = сР + d, (8.3)
где с — эмпирический коэффициент, характеризующий состояние системы, м3/м3. МПа;
d — эмпирический коэффициент, характеризующий состав системы, м3/м3.
Совместным решением уравнений (8.1) — (8.3) находим давление на границе зоны, ограниченной радиусом R:
„ Т -Т, + ЕР, -ad
Р= ° _3------~------• (8.4)
е + ас - в
По методике И. А. Парного и Э. Б. Чекалюка для заданных значений Р, Т0 и f находят функции Христиановича Н, Н3 и Нпл с последующим определением радиуса парафинизации:
335
н-н.
(8.5)
Выполнив ряд расчетов для конкретных скважин и проанализировав результаты, можно сделать следующие выводы:
— парафинизация охватывает не обязательно всю толщину продуктивного пласта, а может локализоваться только в его верхней части;
— профиль парафинистых отложений имеет сложный характер изменения по толщине продуктивного пласта.
Поэтому при проектировании мероприятий по депарафи-низации призабойной зоны необходимо учитывать не только физико-химические свойства и состав парафинистых отложений, но и их локализацию по толщине продуктивного пласта.
Практическая ценность возможности определения радиуса парафинизации заключается в том, что с достаточной для промысловых условий точностью можно рассчитать объем растворителя, необходимого для удаления парафинистых отложений из призабойной зоны.
8.3. МЕХАНИЧЕСКИЕ СПОСОБЫ УДАЛЕНИЯ АСПО ИЗ СКВАЖИНЫ
Механические способы борьбы с отложениями парафина в лифтовых трубах скважин применяются в механизированных скважинах штангово-насосной эксплуатации. Способ основан на механическом соскабливании со стенок труб парафина различного рода скребками и выносе его потоком добываемого флюида.
В конце 50-х годов в фонтанных скважинах для удаления парафина со стенок труб еще применялись ручные лебедки, на которые наматывалась скребковая проволока диаметром 2,5—3,0 мм, на свободный конец которой крепился скребок, выполненный конструктивно таким образом, что при движении вниз он складывался, а при движении вверх раздвигался до диаметра труб и соскребал с их внутренней поверхности отложившийся парафин. Оператор периодически в зависимости от интенсивности образования отложений на трубах вручную спускал скребок до требуемой глубины в НКТ, а затем поднимал его.
Позже этот процесс механизировался с применением электроприводной лебедки.
336
Затем были созданы автоматизированные депарафиниза-ционные установки АДУ-3, которые включались на спуск скребка по программе, автоматически реверсировались и отключались при достижении скребком устья скважины. Позже были предложены «летающие» скребки, разработанные УфНИИ.
Первоначальный пуск скребка в скважину производил оператор через лубрикатор. При этом скребок находился в сложенном положении, то есть режущие элементы устанавливались параллельно потоку флюида и создавали его движению минимальное сопротивление, вследствие чего скребок падал вниз. Достигнув нижнего амортизатора, скребок ударялся о него, раскрывался, режущие элементы устанавливались перпендикулярно потоку, принимая размер на 1—2 мм меньше диаметра труб, перекрывали их проходное сечение и потоком скважинного флюида перемещались вверх, одновременно соскабливая отложившийся на внутренней поверхности парафин. Достигнув верхнего амортизатора и ударившись о него, скребок складывался и падал вниз.
В насосных скважинах для борьбы с отложениями парафина на стенках подъемных труб применяются металлические скребки, укрепляемые на насосных штангах. В СНГ в основном используются пластинча-
22 Заказ 129
-«-т
\2 N3 Рис. 8.1. Скребок пластинчатый.
337
тые скребки, изготовленные из 2,5—3 мм пластин листового железа (рис. 8.1), прикрепляемые к штангам при помощи хомутов.
Потребное количество скребков для каждой колонны насосных штанг
где hn — глубина отложения парафина в м;
1 — длина хода плунжера насоса или расстояние между пластинами в м;
1П — длина пластины в м.
При использовании пластинчатых скребков насосные установки оборудуют штанговращателями, которые подвешивают к головке балансира станка-качалки. Сальниковый шток заклинивается в роторе штанговращателя, и при его повороте поворачивается и колонна насосных штанг с укрепленными на них скребками, при этом боковыми гранями срезается парафин со стенок труб. Штанговращатель вращает колонну насосных штанг на один оборот обычно за 40 ходов штока.
Отложения парафина в лифтовых трубах скважин, оборудованных СКН, удаляют в основном с помощью торцевых укороченных пластинчатых скребков ТатНИИ (рис. 8.2), привариваемых к штангам. При использовании пластинчатых скребков торцевого типа насосные установки также оборудуются штанговращателями, которые подвешивают к головке балансира. В торцевых скребках основной режущей кромкой является грань, определяющая толщину скребка. Парафин со стенок труб срезается во время движения колонны штанг, при повороте которых с помощью штанговращателя скребок перемещается в новое положение.
Число скребков п, необходимое для укомплектования колонны штанг,
Н
п =----------,
где Н — глубина спуска скребков;
1 — длина хода полированного штока;
1С — длина скребка;
1П — длина зоны перекрытия по вертикали.
338
ч
Применение укороченных торцевых скребков позволило уменьшить расход металла на их изготовление в 5 раз (по сравнению со скребками большой длины), резко снизить нагрузку на головку балансира, упростить технологию крепления их к штангам.
Ширина пластины принимается меньше на 2—3 мм соответствующего диаметра подъемных труб.
Широко распространен способ очистки выкидных линий от парафина с помощью резиновых шаров (торпед), который применим при любом способе эксплуатации скважин. Шары в трубопроводах продвигаются под действием
потока жидкости эксплуатирующихся скважин. При использовании эластичных шаров (торпед) трубопроводы не должны иметь выступов и острых кромок на внутренней поверхности. Радиусы закругления трубопроводов диаметрами 100 мм должны быть не менее 150 мм. Схема обвязки устья скважин и приемного устройства на групповой установке показана на рис. 8.3. Перед первым пуском шара трубопровод пропаривается или промывается горячей нефтью. Частота запуска шара зависит от интенсивности парафинизации трубопроводов. При обводнении продукции скважин до 30% и более шары запускаются 1—2 раза в месяц. В приемной камере по указателю фиксируется поступление шара, который сразу же извлекается. При
22*
339
Рис. 8.2. Пластинчатый скребок ТатНИИ торцевого типа.
1 — скребок, 2 — муфта крепления, 3 — штанга
застревании его в трубопровод пропускают второй шар. Если это оказалось неэффективным, оба шара проталкивают с помощью насосного агрегата. Превышение давления в трубопроводе выше допускаемого свидетельствует об образовании глухой парафиновой пробки, для ликвидации которой используют пропарку трубопровода со стороны групповой установки по участкам.
Для очистки от отложений парафина в магистральных трубопроводах применяют также шаровые резиновые разделители (РШ), которые используются и для предотвращения смешивания разносортных продуктов в процессе их перекачки. Выпускают шаровые разделители и с магнитным датчиком, который в комплексе со специальным наземным оборудованием позволяет определять местонахождение шара в подземном трубопроводе.
В качестве рабочей жидкости летом применяется вода, зимой — антифриз. Для очистки трубопроводов переменного сечения используются шары типа СРШ, отличительной особенностью которых является наличие в толще стенки шара изолированного эластичного пористого слоя. Благодаря этому шар проходит через задвижки и участки трубопроводов с меньшим проходным сечением.
Вновь вводимые в эксплуатацию трубопроводы очищаются калибровочными поршнями, в передней части которых имеются жесткие металлические диски диаметром, равным 95% внутреннего диаметра труб. Благодаря этому обеспечивается
267
Рис. 8.3. Схема обвязки пусковой камеры на устье скважины и приемного устройства на групповой установке.
1 — пусковая камера, 2 — эластичный шар, 3 — задвижки, 4 — вентиль, 5 — очищаемая выкидная линия, 6 — приемное устройство
340
полное удаление посторонних предметов и выявление дефектов трубопровода. Для периодической очистки трубопроводов применяют щелочные скребки.
8.4. МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ФОРМИРОВАНИЯ АСПО В ПЗП
По технологической сущности методы предупреждения образования парафинистых отложений можно разделить на следующие группы:
— гидродинамические (Г. Ф. Требин, В. Ю. Капырин, А. В. Са-винихина), основанные на поддержании забойных давлений, при которых еще не выпадает парафин в ПЗП;
— тепловые (И. М. Джамалов, 1974; Ф. Н. Котяхов, 1956; Б. Н. Мазепа), основанные на поддержании температуры плавления парафина;
— химические (В. П. Вострикова, Л. Т. Нестеренко, П. В. Ми-хальков), предполагающие использование растворов полимеров и композиций на их основе.
В промысловой практике представляет интерес возможность определения оптимального значения забойного давления, при котором еще невозможно формирование парафинистых отложений. Известен способ предупреждения выпадения парафина в пористой среде, основанный на ограничении снижения давления на забое эксплуатационной скважины до значения, определяемого по фазовой диаграмме с учетом изменения температуры в ПЗП. Предлагается способ определения забойного давления, основанный на математической взаимосвязи действия различных факторов на процесс формирования парафинистых отложений. Вывод этой взаимосвязи вытекает из следующих соображений. Анализируя выражение 8.5, заметим, что радиус парафинизации будет равен радиусу скважины, когда показатель степени равен нулю. Приравнивая показатель степени нулю и производя необходимые преобразования, получаем выражение для вычисления оптимального забойного давления, при котором еще невозможно формирование парафинистых отложений в ПЗП:
р _T0-T3+EP3-ad. опт" ё + ас-в ' (8'6)
где §~— интегральный коэффициент ^Ерквуля-Томсона;
а, в, с, d — эмпирические коэффициенты, характеризующие состав и состояние системы.
341
Для определения по уравнению 8.6 оптимального забойного давления, при котором не происходит формирование пара-финистых отложений в пористой среде ПЗП, необходимо провести термометрические и гидродинамические исследования по толщине продуктивного пласта, отобрать пробу нефти для оценки физико-химических параметров нефти.
8.5. ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ УДАЛЕНИЯ АСПО ИЗ ТРУБОПРОВОДОВ И ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ
Механические методы удаления АСПО хотя и являются достаточно простыми, однако не лишены целого ряда недостатков. Это отказы механических устройств — скребков лебедок; застревание скребков в запарафиненных трубах. Но главное — они не могут быть применены для очистки приза-бойной зоны от парафина.
Технологичными и доступными методами являются тепловые.
Тепло может быть внесено в призабойную зону скважин либо с теплоносителем (жидкостью или газом), либо получено в призабойной зоне путем сжигания там топлива (порох), либо подачей электрического тока на электронагреватель, размещенный на забое скважины.
Тепловые методы используют свойство АСПО при повышении температуры переходить в жидкую фазу и затем вымываться тем же теплоносителем и скважинными флюидами в процессе эксплуатации.
Механизм воздействия на коллектор при нагнетании теплоносителей-растворителей сводится к воздействию на вязкость нефти и нефтепроницаемость коллектора. Однако в данном случае снижение вязкости нефти вызывается не только температурным фактором, но и эффектом разжижения нефти горячим конденсатом. Кроме того, такой метод обработки призабойной зоны способствует активному растворению парафино-смолистых отложений, разрыхлению отложений шлама и устранению водных барьеров В результате нефтепроницаемость коллектора не только восстанавливается, но и зачастую становится более высокой, чем в начале эксплуатации скважины. После обработки поверхность поровых каналов лиофобизиру-ется (покрывается пленкой горячего конденсата), что в сочетании с длительным сохранением в коллекторе повышенной температуры сильно замедляет механизм повторного накопления парафино-смолистых отложений.
342
Периодическая электротепловая обработка скважин заключается в периодическом кондуктивном прогреве призабойной зоны пласта от глубинного электронагревателя, установленного в интервале пласта. При этом эксплуатацию скважины прекращают и извлекают глубинно-насосное оборудование. Затем на кабель-тросе в интервал продуктивного пласта спускают глубинный электронагреватель, пласт прогревают от 3 до 7 сут., после чего электронагреватель поднимают и возобновляют эксплуатацию скважины. Так как призабойная зона весьма интенсивно остывает (темп остывания 3—8 град./ч), продолжительность извлечения электронагревателя из скважины и время пуска скважины в эксплуатацию должны быть минимальными.
Для периодической электротепловой обработки скважин применяется самоходная установка СУЭПС-1200 (рис. 8.4). Установка состоит из трех электронагревателей 3 с кабель-тросом 4 типа КТГН-10, переоборудованного самоходного каротажного подъемника 5 типа СКП с лебедкой, размещенных на шасси автомашины повышенной проходимости марки ЗИЛ-157Е, и трех одноосных прицепов ГАЗ-704. На каждом прицепе смонтировано поверхностное электрооборудование (автотрансформатор 2 и станция управления 1).
Рис. 8.4. Самоходная установка СУЭПС-1200 в транспортном положении
Глубинный электронагреватель, при помощи которого нагревается жидкость в скважине, представляет собой электрическую печь сопротивления с трубчатым электронагревателем (ТЭН). Электронагреватель предназначен для работы в скважинах с диаметром эксплуатационных колонн 141 мм и более. Наружный диаметр электронагревателя составляет 112 мм, длина — 3700 мм, масса 60 кг (рис. 8.5).
В головке электронагревателя размещено устройство для крепления брони кабеля — механическое соединение элект-
343
Рис 8 5 Глубинный электронагреватель
1 — крепление кабель троса 2 — проволочный бандаж 3 — кабель 5 — асбестовый шнур 6 — свинцовая заливка 7 — нажимная гайке элемент
\аж 3 — кабель трос 4 — головка электронагревателя нажимная гайка 8 — клеммная полость 9 — нагревательный
ронагревателя с кабель-тросом которое осуществляется в заводских условиях или в мастерских НГДУ
Кабель КТГН-10 состоит из трех силовых и трех сигнальных медных жил, изолированных диэлектрической резиной толщиной 1,5 мм и нефтестойкой резиной толщиной 0,3 мм Жилы скручены между собой, заключены в хлопчатобумажную оплетку, поверх которой наложена двухслойная броня из стальной оцинкованной проволоки
Для стационарной электротепловой обработки используется установка (рис 8 6), состоящая из поднасосного электронагревателя, кабеля и его крепления, станции управления и вспомогательного оборудования Конструкция установки по сравнению с передвижным агрегатом значительно проще Однако некоторые части обеих установок устроены одинаково, что позволяет в известной мере пользоваться взаимозаменяемыми деталями
При обработке призабойной зоны эксплуатационных скважин в качестве теплоносителя используют нефть или газовый конденсат воду, пар или парогаз Паротепловая обработка заключается в периодическом прогреве призабойной зоны скважин путем нагнетания в пласт насыщенного пара При этом скважину останавливают, извлекают глубинно-насосное оборудование и в продуктивный пласт нагнетают пар с таким расчетом, чтобы образовалась зона радиусом 10—20 м После этого скважину обычно герметизируют и выдерживают в течение 2—3 сут
Для паротепловых обработок пригодны месторождения глубиной до 1000 м, содержащие нефть с вязкостью в пластовых условиях более 50 мПа-с
8.6. ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ОЧИСТКИ ПЗП ОТ АСПО
На составляющие АСПО оказывают растворяющее воздействие различные химические реагенты-растворители На этом и основан химический метод удаления АСПО из ПЗП
Известен реагент, включающий углеводородный растворитель, а также ПАВ типа ОП-7, ОП-10 Недостатком состава является низкий эффект АСПО, который составляет 40% Эффективность повышается, если в качестве углеводородного растворителя используется газовый бензин, а в качестве по-
345
Рис 8.6 Электрооборудование установки СУЭПС-1200 в рабочем положении.
1 — электронагреватель 2 — кабель-трос 3 — кабельный зажим, 4 — автотранформатор, 5 — станция управления 6 — промышленная электросеть
верхностно-активного вещества — нефтерастворимое ПАВ при следующих соотношениях компонентов, мае %
Газовый бензин 99 6—99 8
Нефтерастворимое ПАВ 0 2—0 4
Эффективность удаления АСП повышается до 60—65%
Еще более высокую эффективность для удаления АСПО из ПЗП, а также водоограничивающую способность проявляет композиция состава, мае %
Алкилбензолсульфонаты с
молекулярной массой 450—550 2 25—9 00
Оксиалкилфенолы типа ОП-10 0 5—5 5
Углеводородный растворитель остальное
Состав решает две задачи растворение АСПО и закупоривание водных каналов в пласте образующейся водоуглеводо-родной эмульсией, что уменьшает водоприток к скважине
Совместное применение алкилбензолсульфонатов (АБС) с ОП-10 повышает устойчивость состава к солям жесткости в пластовых водах, в результате чего этот состав может применяться в пластах с минерализацией до 60 кг/м3 АБС с молекулярной массой 450—550 в смеси с ОП-10 при соотношении их в смеси в пределах от 90 10 до 45 55 полностью растворяются в углеводороде или образуют устойчивые дисперсии
Сложность проблемы разработки месторождения и эксплуатации скважин связана еще и с тем, что в ряде случаев (например, месторождение Узень) высокопарафинистые, вяз-копластичные нефти имеют температуру начала кристаллизации (температуру насыщения), близкую к начальной пластовой (для Узень 53—67°С), и нарушение термогидродинамического режима фильтрации газожидкостного потока приводит к выпадению кристаллов парафина из нефти, закупорке части каналов фильтрации
Твердые органические осадки, выпадающие из нефтей в призабойной зоне, содержат 20—30% парафинов, 10—15% смол, 35—45% асфальтенов, незначительное количество масел и других органических веществ, воду Температура плавления этих АСПО 72—75°С
При изыскании эффективных композиций органических растворителей исходят из положения, что активность растворителя повышается с улучшением его диффузионных свойств, увеличением температуры («КазНИПИнефть»)
347
Добавки нефтерастворимых ПАВ усиливают его активность. На рис. 8.7 показана зависимость растворимости АСПО от длительности экспериментов и концентрации ОП-4 в газовом бензине.
Исследования компонентной растворимости АСПО (рис 8 8) объясняют максимум растворимости и указывают на необходимость добавления в композицию ингредиентов, растворяющих асфальтены Особенностью растворять асфальтены обладают ароматические углеводороды
Растворимость асфальтеновых компонентов в ароматических углеводородах растет при повышении температур. Смесь газового бензина и бензола в соотношении 1 1 за 3 ч при 60°С полностью растворяет АСПО.
60
50
,, 00,050,2 0,5 1,0
2,0
Концентрация ПАВ-ОП-4, %
8.7. Зависимость растворимости АСПО в газовом бензине от концентрации добавок ОП-4. Время опыта:
1 — 0,5, 2 — 1, 3 — 2, 4 — 4, 5 — 6, 6 — 12, 7 — 24 ч
8.7. ИНГИБИРОВАНИЕ КАК МЕТОД ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ИЛИ СНИЖЕНИЯ СКОРОСТИ НАКОПЛЕНИЯ АСПО
Известным методом, предупреждающим отложения АСПО, является ингибирование путем подачи ингибитора в затрубное пространство скважины. Сущность метода заключается в образовании пленки ингибитора на внутренней поверхности труб, а также адсорбции активной со-
348
100
1,0 Концентрация ПАВ, %
Рис. 8.8. Зависимость растворимости
компонентов АСПО *
в газовом бензине от концентрации ОП-4:
1 — асфальтены, 2 — масла, 3 — парафины, 4 — смолы
ставляющеи части ингибитора микро- и макромолекулами парафина в объеме нефти и удержании их во взвешенном состоянии Целью инги-биторной защиты является снижение интенсивности процесса па-рафиноотложний, но, к сожалению, не полное его предотвращение. Эффективность ингиби-торной защиты зависит от типа ингибитора па-рафиноотложений и АСПО, а также чистоты поверхности труб перед началом применения ингибиторов. Наличие отложений парафина и
АСПО на стенках труб перед применением ингибиторов снижает эффективность ингибиторной защиты.
Наиболее известным ингибитором парафиноотложений является ХТ-48 Применение ХТ-48 не исключает тепловых обработок скважин и ремонтов подземного оборудования в связи с его парафиназацией, но снижает частоту пропарок и количество ремонтов.
Норма расхода ингибиторов определяется физико-химическими свойствами нефти и содержанием в ней компонентов АСПО, обводненностью добываемой продукции, динамическим уровнем жидкости в стволе скважины, способом эксплуатации и производительностью скважины.
Расходный коэффициент ингибитора колеблется в пределах 40—260 г на 1 т добываемой нефти.
Г. М. Рахматуллиной и др. предложен ингибитор парафиноотложений комплексного действия, предотвращающий АСПО в нефтепромысловом оборудовании, обладающий де-эмульгирующими свойствами и снижающий коррозионные процессы в нефтяных скважинах, системах поддержания пластового давления и наземных коммуникациях. Это ингибитор парафиноотложений комплексного действия СНПХ-794
349
Некоторые физико-химические характеристики реагента: плотность при температуре 20° С, кг/м3 не менее 870
кинематическая вязкость при температуре
20°С, мм2/с не более 10
температура застывания, °С не выше 40
СНПХ-7941 успешно применен во многих нефтедобывающих предприятиях.
8.8. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ПОКРЫТИЯ ПОВЕРХНОСТИ ТРУБ ДЛЯ УМЕНЬШЕНИЯ ИНТЕНСИВНОСТИ АСПО
Для борьбы с отложениями парафина в лифтовых колоннах скважин наиболее широко используются защитные покрытия, в качестве которых применяют полярные (гидрофильные) материалы с диэлектрической проницаемостью 5—8 ед., обладающие низкой адгезией к парафину и имеющие гладкую поверхность. Защитные материалы выбирают в зависимости от условий и способа эксплуатации скважин, свойств добываемой нефти и твердых углеводородов с помощью специальной установки, на которой оценивается сила адгезии парафина к поверхности испытуемого материала при тангенциальной нагрузке. Пригодными являются материалы, адгезия которых к парафину при 20°С составляет 30—50 кПа и менее. При высоких дебитах скважин могут оказаться пригодными материалы и с большей адгезией к парафину При низких дебитах скважин срывающее усилие потока для сдвига парафина относительно поверхности может оказаться недостаточным, и защитные покрытия могут оказаться неэффективными. Известно несколько защитных материалов.
Бакелитовый лак относится к материалам полярной группы. Обладает низкой адгезией к парафину. Слабо сцеплятся с поверхностью металла, хрупок
Эпоксидные смолы являются слабо полярными материалами, обладают высокой адгезией к металлу и менее низкой (по сравнению со стеклом, стеклоэмалями, бакелитовым лаком и бакелито-эпоксидными композициями) сопротивляемостью парафинизации. Для получения прочных пленок в эпоксидные смолы добавляют отвердители. Широко применяются смолы марок Э-40, Э-41, Э-44, Э-47, ЭД-5, ЭД-6.
Бакелито-эпоксидные композиции представляют собой
350
смесь этих веществ в соотношении 1:1 или 3:7. Затвердевание компонентов происходит за счет бакелитового лака, что исключает необходимость применения токсичных отверди-телей. Перед нанесением защитного покрытия внутренняя поверхность труб тщательно очищается от окалины, ржавчины, загрязнений металлическим песком с помощью пескоструйной и дробеструйной очистки и обезжиривается растворителями.
Стекло из известных материалов имеет наименьшую сцеп-ляемость с парафином и пригодно для использования в любых встречающихся на практике средах. Это полярный материал, поверхность которого сформирована группами ОН и хорошо смачивается водой. Для футеровки труб применяют стекла марок С-89 (температура размягчения tp—590°С), нейтральное НС (tp—700°С) и АВ=1 (tp—650°C). Наиболее эффективны легкоплавкие стекла марки С-89, имеющие температурный коэффициент линейного расширения, близкий к коэффициенту расширения металла. Толщина покрытия составляет 0,3—0,5 мм.
Стеклоэмали, как и стекло, являются полярными материалами обладают высокой адгезией к стали и низкой сцепляемо-стью с парафинами (за исключением случаев, когда поверхность эмалевого покрытия пориста). Получают их сплавлением смеси (шихты) из песка, полевого шпата, буры, соды и добавок других веществ.
Полиэтилен является продуктом полимеризации этилена. Он обладает высокой морозостойкостью (-70°С), химической устойчивостью в растворах щелочей, солей, кислот (в том числе плавиновой) и водостойкостью. Применяется в покрытиях внутренней поверхности трубопроводов для комплексной защиты (парафин, соли, коррозия). Полиэтилен при обычных температурах не растворим в органических растворителях, но набухает в диэтиловом эфире, бензине, бензоле, толуоле, ксилоле, хлороформе и четыреххлористом углероде. Набухание полимера сопровождается снижением его прочности. С повышением температуры набухаемость полиэтилена возрастает. Выше температур 60—80°С полиэтилен начинает растворяться во всех перечисленных растворителях.
В. П. Тронов доказал, что лучшим из методов предупреждения парафиноотложний является применение защитных покрытий с высокой степенью гладкости и поляризации, а лучшими из покрытий являются стеклообразные (стекло, стекло-эмали) материалы.
351
8.9. ТЕРМОГАЗОХИМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НАПЗП
Многообразие причин, вызывающих снижение продуктивности скважин, обусловливает необходимость проведения комплексной обработки призабойной зоны пласта, включающей тепловое, механическое и химическое воздействия. В определенной степени это требование выполняется при термогазохимическом методе воздействия (ТГХВ).
Метод использует энергетические возможности медленно горящих порохов. Процесс горения в замкнутом объеме сопровождается значительным ростом давления и температуры, выделением и продвижением разогретых газообразных продуктов горения в глубь пласта. В результате комплексного воздействия метода на скелет породы пласта, твердые отложения и пластовую жидкость значительно улучшается фильтрационная характеристика призабойной зоны и повышается производительность скважин. С ростом обводненности продукции скважин и интенсификацией работы пластов за счет увеличения притока воды эффективность метода ТГХВ снижается.
Увеличение обводненности продукции скважин сопровождается интенсификацией процесса солеотложений, вследствие чего снижается продолжительность эффекта от применения методов повышения продуктивности скважин, в том числе и от ТГХВ.
8.10. 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,
352
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 парафи-ноотложениями 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 депарафи-низаторы 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 депарафини-затор необходимо поднимать до лубрикатора в момент запуска, либо установить согласно п. 3.
5. Для месторождений с незаконченным обустройством де-
23 Заказ 129
353
парафинизаторы 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.
8.11. 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 nppi пони-
354
жении уровня оке&на происходит разложение гидратов подо дном акваторий, и свободный метан активно поступает в атмосферу, увеличивая парниковый эффект и затормаживая накопление льдов.
8.11.1. ПОНЯТИЕ О ГИДРАТАХ
Гидраты газов представляют собой твердые соединения, в которьжх 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 г возникшие за счет ван-дер-ваальсовых сил. Химическая связь у гидратов отсутствует.
Ю. Ф. Макоген приводит шесть форм внутренних ячеек в зависимости от мол-екулярной характеристики:
— молекулярные сита, характеризующиеся взаимосвязанными сквозными полостями — проходами;
— канальные комплексы, образующиеся, когда молекулы-клатраты-образовагели 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 газонась!Щенном 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 —
23*
355
1,09 см3/г). Гидраты обладают высокой сорбционной способностью, и иногда наличие сорб-ционной 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. /
356
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 тео-ретикоинформационного, является обобщенный синергетичес-кий 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.
357
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.
8.11.2. 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 темпе-
358
ратурой 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
8.11.3. 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 гид-ратообразующие компоненты — метан, этан, пропан, изобу-тан. 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 продук-топроводе 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.
На главную страницу