Что такое гидратно парафиновая пробка
Образование парафиновых и гидратных отложений в трубопроводах
Парафины, отлагающиеся на стенках трубопроводов, представляют собой смесь твердых парафиновых углеводородов состава С17Н36-С36Н74 и гибридных углеводородов (церезинов алкано-нафтенового строения состава С36Н74-С71Н144). Технический парафин представляет из себя смесь парафинов (10-75 %), смол (10-30 %), асфальтенов (2-5 %), связанной нефти (до 60 %).
Твердые метановые углеводороды, парафины, присутствуют практически во всех нефтях; их содержание может колебаться от следов до 20-28 % и иногда их влияние на технологию и технику добычи, сбора и транспорта, подготовку и переработку нефти может быть решающим. Они хорошо растворяются в нефти только при повышенной (40 °С и более) температуре. Так как пластовая температура нефтяной залежи в большинстве случаев выше 40 °С, то парафины в пластовых условиях образуют в нефти гомогенный раствор.
При извлечении нефти, то есть при снижении давления, температуры и ее разгазировании, растворяющая способность нефти по отношению к парафинам уменьшается. Это приводит к пресыщению нефти парафином и переходу его части в кристаллическое состояние. Но этот переход может осуществиться только на какой-то поверхности. Центрами кристаллизации служат выступы, шероховатости поверхности труб и механические взвеси в потоке нефти.
В результате охлаждения нефти под воздействием более холодной окружающей среды в тонком пристенном слое возникает радиальный температурный градиент. Существование радиального температурного градиента приводит к образованию градиента концентрации растворенного парафина. За счет этого происходит движение растворенных частиц парафина к стенке трубы под действием молекулярной диффузии. По достижении частицами парафина стенки трубы или границы твердых отложений происходит их кристаллизация и выделение из раствора. Если температура в пристенном слое ниже уровня, при котором парафин начинает выпадать из нефти, то и в потоке нефти будут содержаться кристаллы парафина, а жидкая фаза будет находиться в состоянии термодинамического равновесия с твердой фазой.
Под действием градиента концентрации взвешенных частиц броуновское движение приводит к поперечному переносу вещества. При давлениях выше давления насыщения температура начала выпадения парафинов возрастает с увеличением давления. Если давление ниже давления насыщения, то при снижении давления наблюдается рост температуры начала кристаллизации, что объясняется увеличением объема выделяющегося газа, который существенно влияет на растворимость парафина в нефти и понижение температуры нефтегазового потока.
С уменьшением температуры масса кристаллов парафина, взвешенных в нефти, увеличивается, а количество растворенного парафина уменьшается. Кристаллы парафина и их скопления, возникшие непосредственно на внутренней поверхности труб, и образуют парафиновые отложения, а образовавшиеся в объеме нефти в формировании отложений практически не участвуют.
Необходимыми условиями образования отложений парафинов являются:
Кроме того, на отложение парафина влияет еще ряд факторов:
Из-за выпадения парафина:
В газопроводных сетях при наличии в транспортируемом газе влаги и при определенных условиях возможно образование газо-гидратных отложений, также отрицательно влияющих на пропускную способность газопроводов.
Добыча природного газа на крупнейших газовых месторождениях, расположенных в районах Западной Сибири, зачастую осложнена образованием газовых гидратов. Наличие влаги в газе и снижение температуры при его движении в скважинах, системах сбора и подготовки создают условия для отложения гидратов на стенках труб и оборудования. Перекрытие проходных сечений подземного и наземного оборудования приводит к срыву работы оборудования и авариям.
Гидраты являются типичными представителями соединении клатратного типа, в которых межмолекулярные полости, имеющиеся в структуре воды, заполнены молекулами газов, которые в обычных условиях не обладают большой химической активностью (инертные и природный газы, углекислый газ, азот, сероводород и др.).
Растворение газов в воде представляет собой экзотермический процесс (происходит с выделением тепла). При этом газ выступает в роли гидратообразующего элемента (гидратообразователя).
В газонефтепромысловой практике под гидратами обычно понимается гидрат, находящийся в кристаллическом состоянии.
Условия образования гидратов природных и попутных нефтяных газов характеризуются давлением, температурой, а также компонентным составом воды и газа.
На рисунке ниже приведены равновесные кривые природных газов различной плотности по воздуху в зависимости от температуры и давления.
Равновесные кривые образования гидратов природных газов в зависимости от давления и температуры
Скорость роста кристаллов гидрата, например метана, в газовой среде значительно выше, чем в воде, и определяется скоростью диффузии молекулы воды через гидратную пленку и скоростью диффузии воды в газовой среде. Молекулы воды, размер которых меньше, чем размер молекул метана, диффундируют значительно быстрее через гидратную пленку. Скорость роста кристаллов гидрата сильно зависит также и от скорости образования свободной поверхности контакта «газ—вода», то есть от степени турбулизации газоводяного потока.
Из-за довольно длительного процесса гидратообразования (недели и месяцы) на стенках труб магистральных газопроводов газовые гидраты будут конденсироваться непосредственно из газовой фазы, минуя стадию образования переохлажденной воды. Необычайно быстрое образование гидратных пробок (за считанные часы) возможно при остановке куста газовых скважин по тем или иным технологическим причинам и оставлении при этом возможности перетока газа между скважинами куста эксплуатационных скважин, пробуренных на разные эксплуатационные объекты (и, следовательно, при некотором различии текущих пластовых давлений в этих объектах).
Основным способом борьбы с гидратообразованием является применение ингибиторов. Механизм действия ингибиторов гидратообразования в термодинамическом смысле заключается в снижении активности воды в водном растворе и, как следствие, в изменении равновесных условий образования гидратов. Однако существуют такие вещества (например, серный эфир, ацетон, некоторые спирты), которые, с одной стороны, снижают активность воды в водном растворе, а с другой, сами участвуют в образовании смешанного газового гидрата.
Существуют также безингибиторные методы борьбы с гидратообразованием, которые на сегодняшний день имеют два основных направления развития:
Такое серьезное осложнение, как образование гидратных отложений и пробок, имеет место в НКТ газовых и нефтяных газлифтных скважин, в системах сбора и в магистральных газопродуктопроводах, встречается также и в газораспределительных сетях. Образование сплошной пробки должно рассматриваться как серьезная аварийная ситуация, в большинстве случаев связанная с определенными нарушениями технологического регламента ведения процесса или с просчетами в проектировании и строительстве.
Методы и способы индикации (или, иначе говоря, фиксации) момента начала процесса образования (и/или отложения) гидратов в промысловых коммуникациях, а также эффективные способы и технические приемы обнаружения наличия и месторасположения гидратных отложений (несплошных гидратных пробок) имеют существенное значение при контроле технического состояния (диагностике) газопромысловых объектов, магистральных и распределительных трубопроводов.
Контроль процессов образования и отложения газовых гидратов с целью повышения эффективности газотранспортной системы, предупреждения аварийных ситуаций необходим в следующих случаях:
Как отложения парафинов и гидратов, так и борьба с этими отложениями увеличивают механические и температурные нагрузки на стенку трубопровода, что, в свою очередь, приводит к интенсификации механохимической коррозии, снижению ресурса и повышению вероятности повреждения трубопровода. С целью своевременного предупреждения парафино-, гидратообразования и борьбы с этими негативными явлениями необходимо иметь своевременную и точную информацию об отложениях и закупорках, возникающих из-за их влияния на трубопроводную систему.
Таким образом, вопросы определения величины отложения парафина, гидратов на стенках, определения места закупорок полного или неполного сечения трубопровода являются весьма актуальными проблемами и требуют безотлагательного, своевременного и качественного решения.
Способ растепления глухой гидратопарафиновой пробки в нефтяных и газовых скважинах и устройство для его осуществления
Использование: в нефтегазодобывающей промышленности, может быть применено для ликвидации глухих гидратопарафиновых пробок в нефтяных и газовых скважинах и направлено на повышение эффективности способа и сокращение сроков ликвидации пробок. Способ растепления включает спуск нагревателя в пространстве между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, растепление нагревателем отверстия в пробке, прокачивание через отверстие в пробке рабочего агента до полной ликвидации пробки. Способ реализуется с помощью устройства для растепления глухой гидратопарафиновой пробки в межтрубном пространстве, содержащем препятствия ступенчатой формы. Устройство содержит трубчатый корпус с нагревательными элементом, при этом корпус выполнен изогнутым так, что в устройстве, условно вписанном в эллипсоид вращения, по крайней мере три точки корпуса, наиболее удаленные от оси вращения эллипсоида, находятся на поверхности эллипсоида вращения. У эллипсоида вращения радиус наибольшего сечения, перпендикулярного его оси вращения, превышает размеры ступенчатых препятствий, а нижний торец устройства расположен от оси вращения на расстоянии, меньшем разности радиуса наибольшего сечения эллипсоида и толщины препятствия. 2 с.п.ф-лы, 4 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для ликвидации глухих гидратопарафиновых пробок в нефтяных и газовых скважинах.
Известен способ депарафинизации скважин путем прокачки горячей нефти до полной ликвидации парафиносмолистых отложений с последующим замещением газообразной средой до динамического уровня скважины [1].
Данный способ имеет ограниченную применимость из-за невозможности прокачки растепляющего агента в скважины с глухими гидратопарафиновыми пробками.
Более универсален известный способ теплового разрушения гидратной пробки в скважине, включающий спуск полой колонны, оборудованной гидромониторным наконечником и обратным клапаном, в колонну насосно-компрессорных труб, нагрев промывочной жидкости, нагнетание ее в полую колонну и отведение продуктов разрушения [2].
Данный способ требует наличия подъемника труб и полой колонны, оборудованной гидромониторным наконечником и обратным клапаном. Работы производятся только через колонну насосно-компрессорных труб, перед проведением которых осуществляют подъем оборудования из колонны насосно-компрессорных труб, например, штангового глубинного насоса, что значительно увеличивает объем работ, сроки и затраты на их выполнение.
Большие трудности с растеплением глухих пробок в насосно-компрессорных трубах, вмещающих различное оборудование (штанги, кабель и др.). Этот способ не позволяет ликвидировать глухие гидратопарафиновые пробки в затрубном пространстве, предварительно не удалив пробку из колонны насосно-компрессорных труб, а затем оборудование.
Крупным недостатком этого способа является то, что неизвестно местоположение в затрубье значительной по протяженности глухой гидратопарафиновой пробки, в особенности если над пробкой стоит столб жидкости, хотя в этом случае и производят длительный нагрев колонны насосно-компрессорных труб, например, на протяжении 1000-1200 м путем нагнетания через полую колонну горячего агента.
Таким образом, основными недостатками известного способа являются низкая эффективность и большая длительность ликвидации глухих гидратопарафиновых пробок.
Для ликвидации пробок известен скважинный электронагреватель, содержащий корпус с размещенными на нем неравномерно по спирали нагревательным элементом и центраторами [3].
Данное устройство предназначено для растепления гидратопарафиновых пробок в насосно-компрессорных трубах. Для растепления затрубного пространства оно непригодно ввиду его непроходимости в затрубье. Недостатком этого устройства является его поверхность, выполненная в виде выступов, осложненная центраторами и греющим элементом.
Известен скважинный электродный нагреватель, взятый за прототип, содержащий корпус, выполненный в виде стакана и выполняющий функцию первого электрода, и размещенный в корпусе второй электрод [4].
Однако данное устройство предназначено для растеплительных работ в пределах насосно-компрессорных труб. Его использование для растепления глухой гидратопарафиновой пробки в межтрубном пространстве невозможно. Оно либо втыкается в муфту насосно-компрессорных труб, либо зажимается в зоне прилегания насосно-компрессорных труб с обсадной колонной, что препятствует дальнейшему его спуску и растеплению глухих гидратопарафиновых пробок.
Поставленная задача достигается тем, что в известном способе растепления глухой гидратопарафиновой пробки, включающем спуск в скважину нагревателя и растепление пробки, спуск нагревателя осуществляют в межтрубное пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, прожигают им отверстие в пробке и через это отверстие прокачивают рабочий агент до полной ликвидации пробки.
Способ осуществляют следующим образом.
При установлении факта образования глухой гидратопарафиновой пробки устанавливают лубрикатор, например на эксцентрическую планшайбу, через который и отверстие в планшайбе производят спуск на бронированном кабеле нагревательного устройства в межтрубное пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами. После того как данное устройство упирается в пробку, на него подают электроэнергию и начинают им прожигать отверстие в глухой гидратопарафиновой пробке. После прохождения пробки и появления циркуляции производят прокачку растепляющего агента через образовавшееся отверстие в пробке до полной ее ликвидации.
Способ реализуется с помощью устройства для растепления глухой гидратопарафиновой пробки в межтрубном пространстве, содержащем препятствия ступенчатой формы, включающем трубчатый корпус с нагревательным элементом, при этом корпус выполнен изогнутым так, что в устройстве, условно вписанном в эллипсоид вращения, по крайней мере три точки корпуса, наиболее удаленные от оси вращения эллипсоида, находятся на поверхности эллипсоида вращения, у которого радиус наибольшего сечения, перпендикулярного его оси вращения, превышает размеры ступенчатых препятствий, а нижний торец устройства расположен от оси вращения на расстоянии, меньшем разности радиуса наибольшего сечения эллипсоида и толщины препятствия. Нагревательный элемент может быть любой физико-химической природы (электродный, электромагнитный, электрический и др.).
Предлагаемое устройство, показанное на фиг. 1 и 3, хорошо зарекомендовало себя для растепления затруба, в особенности, в которых корпус выполнен с очень пологими изгибами длиной не менее длины ступенчатого препятствия, например муфты.
Устройство, изображенное на фиг. 2 и 4, выполнено в виде спиралеобразных изгибов типа штопора с торцом 3, который находится от оси 11 вращения устройства на расстоянии a, меньшем разности радиуса максимального сечения Rм, перпендикулярного оси вращения эллипсоида, и толщины h ступенчатого препятствия 9, в особенности, как в нашем случае, когда ось вращения 11 не совпадает с линией 12, соединяющей торцы устройства. При шаге (расстоянии) между спиральными изгибами, превышающими длину препятствий 9, это устройство имеет минимальное проходное отверстие, сопоставимое с его толщиной при максимально возможном радиусе Rм спиралевидных изгибов.
Такое устройство обеспечивает проходимость в межтрубном пространстве, заполненном глухими гидратопарафиновыми пробками. Изгибы, выполненные на корпусе устройства, предотвращают защемление устройства в зоне прилегания насосно-компрессорных труб с обсадной колонной и позволяют расположить нижний торец корпуса, чтобы он был удален от стенок этих труб на расстояние, превышающее размеры ступенчатых препятствий, чтобы в процессе спуска устройство не задевало и не втыкалось бы в них, а проскальзывало. При этом нет необходимости поднимать насосы (ШГН, ЭЦН).
Пример. В скважину N 1567 Когалымского месторождения, оборудованную штанговым глубинным насосом, в затрубное пространство было спущено нагревательное устройство с обычной прямолинейной трубообразной формой. После прохождения 110 м вертикального участка оно воткнулось в муфту или в угол прилегания насосно-компрессорной и обсадной труб. Многочисленные попытки продолжить погружение ничем не увенчались. Работы по растеплению глухой гидратопарафиновой пробки были прекращены.
После придания нагревательному устройству предложенной изгибообразной формы работы по ликвидации глухой гидратопарафиновой пробки были продолжены.
Нагреватель легко прошел в затрубье по глухой гидратопарафиновой пробке со скоростью 16-21 м/ч. В целях более полного удаления всех остатков пробки в затрубное пространство через проделанное отверстие был прокачан горячий агент. По окончании растеплительных работ восстановлена циркуляция, и данная скважина вышла на прежний режим работы. При этом отпала необходимость в трудоемком капитальном ремонте скважины. Для увеличения срока службы устройства и уменьшения величины истирания желательно делать участки скольжения устройства в пределах трех основных изгибов скольжения из особопрочных материалов.
Положительным моментом также является то, что этот способ растепления можно реализовывать в процессе добычи нефти и перед проведением капитального ремонта скважин, имеющих глухие гидратопарафиновые пробки в трубках и затрубье. Растепление отверстия в затрубье также позволяет произвести глушение скважины для проведения ремонтных работ, что значительно облегчает работы и увеличивает безопасность труда, а прокачка через отверстие в затрубье горячего раствора для глушения снижает сроки проведения капитального ремонта скважин, связанного с подъемом оборудования, прихваченного гидратопарафиновой пробкой.
1. Способ растепления глухой гидратопарафиновой пробки в нефтяных и газовых скважинах, включающий спуск в скважину нагревателя и растепления гидратопарафиновой пробки, отличающийся тем, что спуск нагревателя осуществляют в пространство между обсадкой колонной и насосно-компрессорными трубами, прожигают нагревателем отверстие в пробке, через отверстие в пробке прокачивают рабочий агент до полной ликвидации пробки.
2. Устройство для растепления глухой гидратопарафиновой пробки в межтрубном пространстве, содержащем препятствия ступенчатой формы, включающее трубчатый корпус с нагревательным элементом, отличающееся тем, что корпус выполнен изогнутым так, что в устройстве, условно вписанном в эллипсоид вращения, по крайней мере три точки корпуса, наиболее удаленные от оси вращения эллипсоида, находятся на поверхности эллипсоида вращения, у которого радиус наибольшего сечения, перпендикулярного его оси вращения, превышает размеры ступенчатых препятствий, а нижний торец устройства расположен от оси вращения на расстоянии, меньшем разности радиуса наибольшего сечения эллипсоида и толщины препятствия.
Комплекс для удаления гидратно-парафиновых пробок в нефтяных и газовых скважинах
Предлагаемая полезная модель относится к нефтегазовой промышленности, и может быть использована для удаления гидратно-парафиновых пробок (ГПП), образующихся в нефтяных и газовых скважинах.
Известно устройство для удаления гидратно-парафиновых пробок в насосно-компрессорных трубах (НКТ) нефтяных и газовых скважин (патент РФ 
2097532), включающее два электродвигателя разнонаправленного вращения, установленные на валах с торцов электродвигателей гидронасосы.
Недостатком известного устройства является низкая производительность при удалении гидратно-парафиновых пробок из-за наличия в интервале пробки механических примесей, таких как песок и глина, которые, забиваясь в отверстие насоса, снижают объем промывочной жидкости, поступающей для размыва пробки.
Другим недостатком известного устройства является то, что механические примеси, присутствующие в интервале пробки, забивая гидронасосы, могут привести к их заклиниванию и перегреву.
Наиболее близким устройством к предлагаемой полезной модели является комплект оборудования для промывки скважин (КОПС) (см. сайт ОАО «Завод «Сибнефтегазмаш», www.sibngm.ru). Известное устройство принято за прототип.
Комплект оборудования для промывки скважин КОПС включает в себя: превентор со сменной переводной катушкой, головку герметизирующую, катушку шлипсовую, обратный клапан и промывочные трубы.
При удалении гидратно-парафиновых пробок с применением КОПС в НКТ спускают трубы меньшего диаметра, подают к пробке раствор неагрессивной жидкости, нагретой до температуры 70-100°С. Размыв пробки происходит за счет температуры и напора жидкости, а составляющие частицы пробки выносятся восходящим потоком на устье скважины через боковой отвод.
Технической задачей предлагаемой полезной модели является повышение эффективности удаления гидратно-парафиновых пробок. Получаемый технический результат заключается в повышении интенсивности разрушения гидратно-парафиновых отложений, сокращении продолжительности работ по удалению гидратно-парафиновых пробок, упрощении эксплуатации оборудования за счет использования при воздействии на гидратно-парафиновую пробку винтового забойного двигателя.
Технический результат достигается тем, что в комплексе для удаления гидратно-парафиновых пробок, включающем промывочные трубы и комплект оборудования для промывки скважин, содержащий превентор со сменной переводной катушкой, головку герметизирующую, катушку шлипсовую, обратный клапан, согласно изобретению к нижней промывочной трубе присоединен винтовой забойный двигатель с породоразрушающим инструментом.
Предлагаемое устройство позволяет значительно ускорить удаление гидратно-парафиновой пробки. Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет того, что разбуривание пробки винтовым забойным двигателем с породоразрушающим инструментом повышает интенсивность разрушения отложений.
Применение предлагаемого устройства позволяет при разбуривании гидратно-парафиновой пробки винтовым забойным двигателем использовать холодный буровой раствор, поэтому отпадает необходимость в нагревании бурового раствора, что также сокращает по сравнению с прототипом продолжительность работ по удалению гидратно-парафиновой пробки и упрощает эксплуатацию оборудования за счет исключения применения технологического транспорта и нагревательного оборудования, например ППУ и теплообменника.
На фиг.1 представлена общая схема комплекса для удаления гидратно-парафиновых пробок.
На фиг.2 показана схема размещения оборудования при удалении гидратно-парафиновой пробки путем ее разбуривания ВЗД.
Комплекс 1 для удаления гидратно-парафиновых пробок, содержит комплект оборудования для промывки скважин (КОПС), включающий превентор 2 со сменной переходной катушкой 3, головку герметизирующую 4, катушку шлипсовую 5, обратный клапан 6, промывочные трубы 7, переводник 8, винтовой забойный двигатель 9, долотный переводник 10, лопастное долото 11.
На верхней промывочной трубе 7 установлен обратный клапан 6.
На нижней промывочной трубе 7 через переводник 8 с помощью резьбового соединения закреплен винтовой забойный двигатель 9 с лопастным долотом 11, закрепленным через долотный переводник 10.
Комплекс для удаления гидратно-парафиновых пробок в нефтяных и газовых скважинах работает следующим образом.
На поверхности размещают оборудование (фиг.2): устанавливают промывочный агрегат 14 и циркуляционную емкость 15. На устье скважины 16 подъемным агрегатом устанавливают комплекс 1 для удаления гидратно-парафиновых пробок.
Предварительно демонтируют фонтанную арматуру до центральной задвижки 17. На центральную задвижку 17 устанавливают тройник 12 с задвижкой на отводе 18, на тройник устанавливают КОПС, предназначенный для спуска промывочных труб 7 под давлением и герметизации устья скважины 16 при удалении гидратно-парафиновых пробок.
Монтируют всасывающую линию 19 от циркуляционной емкости 15 до промывочного агрегата 14. Монтируют нагнетательную линию 20 от промывочного агрегата 14 до вертлюга 21 подъемного агрегата. Монтируют обратную линию 22 от бокового отвода скважины до циркуляционной емкости 15.
Собирают компоновку низа бурильной колонны (КНБК): буровой шланг 23, вертлюг 21, манифольд 24 обратный клапан 6, рабочий патрубок 25, диаметром 48 мм, промывочные трубы 7 диаметром 48 мм. К нижней промывочной трубе 7 через переводник 8 закрепляют винтовой забойный двигатель 9, долотный переводник 10, породоразрушающий инструмент, например, лопастное долото 11.
В предлагаемой полезной модели насосно-компрессорные трубы НКТ имеют диаметр 73 мм. Спускаемые в НКТ промывочные трубы имеют диаметр 42-48 мм. Для разбуривания гидратно-парафиновой пробки используется малогабаритный винтовой забойный двигатель 9, например, марки Д1-43, имеющий наружный диаметр 43 мм с лопастным долотом диаметром 49 мм. Габариты двигателя с лопастным долотом позволяют использовать его в НКТ.
Использование лопастного долота позволяет разбуривать гидратно-парафиновую пробку с высокой производительностью, при этом лопастное долото не забивается составляющими пробки.
Следовательно, при равных начальных условиях за счет повышения интенсивности разбуривания гидратно-парафиновых отложений и отсутствии затрат времени на нагрев бурового раствора продолжительность работ по удалению гидратно-парафиновой пробки сокращается по сравнению с прототипом более чем в 5 раз.
Таким образом, применение предлагаемого комплекса для удаления гидратно-парафиновых пробок, включающего КОПС и винтовой забойный двигатель позволяет повысить эффективность удаления ГПП, сократив продолжительность работ по удалению гидратно-парафиновых пробок, упростив при этом эксплуатацию оборудования и снизив затраты на технологический транспорт и его эксплуатацию.
Комплекс для удаления гидратно-парафиновых пробок, включающий промывочные трубы и комплект оборудования для промывки скважин, содержащий превентор со сменной переводной катушкой, головку герметизирующую, катушку шлипсовую, обратный клапан, отличающийся тем, что к нижней промывочной трубе присоединен винтовой забойный двигатель с породоразрушающим инструментом.