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, 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 парафиноотложениями 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 депарафинизаторы 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 депарафинизатор необходимо поднимать до лубрикатора в момент запус­ка, либо установить согласно п. 3.

5.Для месторождений с незаконченным обустройством депарафинизаторы 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.

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 при пони жении уровня океана происходит разложение гидратов подо дном акваторий, и свободный метан активно поступает в ат­мосферу, увеличивая парниковый эффект и затормаживая на­копление льдов.

ПОНЯТИЕ О ГИДРАТАХ

Гидраты газов представляют собой твердые со­единения, в которых 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, возникшие за счет ван-дер-ваальсовых сил. Химическая связь у гидратов отсутствует.

Ю. Ф. Макоген приводит шесть форм внутренних ячеек в зависимости от молекулярной характеристики:

— молекулярные сита, характеризующиеся взаимосвязан­ными сквозными полостями — проходами;

— канальные комплексы, образующиеся, когда молекулы-клатраты-образователи 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 газонасыщенном 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 — 1,09 см³/г). Гидраты обладают высокой сорбционной способ­ностью, и иногда наличие сорбционной 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.

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 теоретикоинформационного, является обобщенный синергетический 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.

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.

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 температурой 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.

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 гидратообразующие компоненты — метан, этан, пропан, изобутан. 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 продуктопроводе 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.

	ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ В СКВАЖИНАХ И БОРЬБА С НИМИ

УСЛОВИЯ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ И ОБРАЗОВАНИЯ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК В СКВАЖИНАХ

Большинство исследователей объясняют вынос песка в скважину действием сил трения и образующимся при этом градиентом давления при фильтрации жидкости в сква­жину. При высоких градиентах давления и недостаточной проч­ности цементирующего материала зерна песчаника отделяют­ся от основного массива и выносятся в скважину.

При разработке продуктивных пластов, сложенных рыхлы­ми песчаниками, в ПЗП может образовываться зона подвиж­ного песка (пластическая область). В этом случае в первые месяцы эксплуатации скважины наблюдается интенсивное не­контролируемое пескопроявление, связанное с вымыванием песка и образованием каверны у кровли пласта, либо у нераз­рушенного (более прочного) пропластка при неоднородном пласте.

На образование и характер пластической области влияют многие факторы: перераспределение около горной выработки ранее существовавших напряжений, вызванное бурением; дей­ствие бурового раствора на цементирующий материал, скреп­ляющий зерна песка; ударные нагрузки на призабойную зону при кумулятивной перфорации; темпы отбора пластового флю­ида и ряд других.

Вынос песка обычно увеличивается с ростом отбора про­дукции, при увеличении водонефтяного фактора, истощении эксплуатируемого пласта и др.

Вероятно, что песок пластической области удерживается от выноса в скважину силой трения, определяемой давлением вышележащих толщ песка. Величина давления на любой глубине пластической области зависит от веса вышележащей тол­щи песка и горного давления вышележащих пород.

Установлено, что вынос песка уменьшается с ростом давле­ния обжима; при достижении давления обжима 0,3 МПа вынос песка стабилизируется и стремится к постоянной величине; песок, имеющий глинистый цемент, может быть подвержен упрочнению.

Нередко роль связующего между песчинками в пласте — коллекторе выполняет сам скважинный флюид: например, в залежах высоковязкой нефти и битумов. В таких залежах ин­тенсивность выноса песка из пласта в ствол скважины зависит от величины депрессии. Чем выше депрессия, тем больше пес­ка поступает в скважину. Однако вследствие высокой вязкос­ти скважинного флюида в стволе скважины песчаной пробки может не образовываться. Весь песок остается во взвешенном состоянии в нефти и с нею выносится на поверхность.

Применение теплового воздействия на призабойную зону скважин при добыче высоковязких нефтей с одной стороны, снижая вязкость, увеличивает приток нефти к скважине и ее дебит, а с другой стороны, снижение вязкости под действием тепла приводит к выпадению песка в стволе скважины, обра­зованию песчаной пробки, перекрывающей частично или пол­ностью интервал перфорации пласта, и снижению дебита или прекращению подачи.

В газовых скважинах вынос песка из пласта в ствол интен­сифицируется при обводнении скважин на поздней стадии разработки месторождения, когда вода сначала вымывает свя­зующие глинистые частицы, а затем выносит песок.