3 Проектная часть
3.1 Проблема АСПО
При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются АСПО (рисунок 6). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению МРП работы скважин и эффективности работы насосных установок.
Рисунок 8 –Асфальтосмолопарафинистые отложения в НКТ
Состав и структура АСПО. АСПО представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20–70% мас.), АСВ (20–40% мас.), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.
Парафины – углеводороды метанового ряда от С16Н34 до С64Н130. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на (ГОСТ 912–66):
малопарафиновые – менее 1,5% мас.;
парафиновые – от 1,5 до 6% мас.;
высокопарафиновые – более 6% мас.
Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе.
Высокомолекулярные парафины – церезины (от С37Н74 до С53Н108) отличаются более высокой температурой кипения, большей молекулярной массой и плотностью.
В состав АСПО входят азот, сера и кислород. АСПО обладают высокой молекулярной массой, не летучи, имеют существенную неоднородность структуры. Содержание смолистых веществ в нефти возрастает в связи с испарением легких компонентов и ее окислением, а также при контакте нефти с водой. Иногда к группе смолистых соединений относят асфальтены.
Асфальтены – порошкообразные вещества бурого или коричневого цвета, плотностью более единицы, массовое содержание которых в нефти достигает 5,0%. В асфальтенах содержится (мас.) от 80,0 до 86,0% углерода, от 7,0 до 9,0% водорода, до 9,0% серы, от 1,0 до 9,0% кислорода и до 1,5% азота. Они являются наиболее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений тяжелых компонентов нефти.
В пределах одного нефтедобывающего региона и даже отдельного месторождения компонентный состав АСПО изменяется в широких пределах. Знание состава АСПО имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними, в частности, для выбора химических реагентов. Этот выбор часто осуществляют исходя из типа АСПО (таблица 1). Для исследования состава и структуры АСПО используют экстракционный, хроматографический, термический, спектральный, электрохимический и другие методы.
Для борьбы с асфальтосмолопарафинистымиотложениями (АСПО) применяют следующие методы:
–МАС (магнитные аппараты);
–ГКЛ греющие кабеля);
–УБПР (установка блока подачи реагента);
–УГДСК ( установка глубинного дозирования скважин);
–Штанговые скребки.
Из 277 скважин нефтяного фонда Павловского месторождения 236 скважин не охвачены дополнительным оборудованием по борьбе с АСПО, что составляет (85,2%),41 скважина охвачена дополнительным оборудованием по борьбе с АСПО что составляет (14,8%) (рисунок 9).
Рисунок 9 –Охват дополнительным оборудованием по месторождению
На Павловском месторождении применяется следующее дополнительное оборудование для предупреждения образования АСПО: магнитные аппараты УБПР, УГДСК, ГКЛ, штанговые скребки. Магнитными аппаратами на месторождении оборудовано 27 скважин, что составляет 9,7% от всего добывающего фонда скважин (277 скважин). Произведём характеристику магнитного аппарата.
3.2 Характеристика и конструктивные особенности магнитного аппарата
Использование МАС (рисунок 10) дает следующие преимущества:
Продолжительность работы магнитного аппарата от 5 и более лет.
Не требует затрат в какой–либо форме, ни затрат на энергию в любой форме,
ни использования каких–либо химических элементов.
Экологически безопасен.
Магнитный аппарат представляет собой цилиндр — длиной 1600 мм, с
наружным диаметром 108 мм и внутренним диаметром от 50 до 60 мм.
С обоих сторон оборудован патрубками с муфтами из НКТ, диаметром
60 мм, длиной 50 мм — для крепления в колонне НКТ.
Добываемая жидкость, проходя через магнитный аппарат подвергается
омагничиванию. Магнитная активация приводит к изменению межмолекулярных взаимодействий в нефти и появлению новых свойств (происходит изменение динамики роста кристаллов парафина, вследствие чего нарушаются связи между ними, ведущие к образованию и росту более крупных образований). По лабораторным данным магнитная память может сохраняться от нескольких часов до суток и является функцией, пропорциональной напряженности магнитного поля — с чем мы и столкнулись в период испытаний.
Основная и первопредложенная схема компоновки магнитного аппарата на глубинном оборудовании — это схема– колонна НКТ– насос 1–2 НКТ —магнитный аппарат – НКТ (по необходимости) – фильтр. Но намагниченная жидкость, проходя через клапана насоса теряла часть магнитной памяти (турбулизация), и была предложена другая схема компоновки: колонна НКТ – магнитный аппарат – насос – НКТ (по необходимости) – фильтр – штанга КанаРосс (на длину хода штанги в магнитном аппарате. Помимо магнитных аппаратов типа МАС на месторождении проходит испытание магнитныйаппарат штанговый (МАШ). Он представляет собой: штанга 7/8 — длиной 120 мм с закрепленной на ней двух магнитов и трех центраторов. MAШ спускается непосредственно на штангах.
Рисунок 10 – Компоновка спуска магнитного аппарата