Метанол смещает точку гидратообразования. Можно еще хлористый кальций, но он менее эффективен. К тому же его надо растворять. АСПО - бурение горизонтальных скважин, для снижения депрессии. Горячие, холодные промывки.
"...АСПО - бурение горизонтальных скважин, для снижения депрессии. Горячие, холодные промывки." Как это понимать? АСПО - асфальто-смоло-парафиновые отложения, методы борьбы: в основном это механические - скребки, химические - промывки горячей водой, для предотвращения - ингибиторы АСПО. Кроме того специальные покрытия - поверхности с пониженным отложением, тут все логично, другой вопрос - затраты! Есть еще магниты, но это уже скорее тонкие материи - результат воздействия обычно непредсказуем, может быть как положительным, так и отрицательным.
Это всё понятно. Я занимаюсь депарафинизацией скважин, результаты положительные, но всё чаще стал встречаться с гидратными проблемами, вот и захотелось поближе познакомиться с ними.
"...АСПО - бурение горизонтальных скважин, для снижения депрессии. Горячие, холодные промывки." Как это понимать? АСПО - асфальто-смоло-парафиновые отложения, методы борьбы: в основном это механические - скребки, химические - промывки горячей водой, для предотвращения - ингибиторы АСПО. Кроме того специальные покрытия - поверхности с пониженным отложением, тут все логично, другой вопрос - затраты! Есть еще магниты, но это уже скорее тонкие материи - результат воздействия обычно непредсказуем, может быть как положительным, так и отрицательным.
Это как в китайской медицине. Бороться с причиной заболевания Выпадение АСПО - результат изменения термобарических условий. Так? В нашем случае, скорее с изменением давления. Горизонтальные скважины работают на малых депрессиях. Т.е. либо выпадения нет, либо оно небольшое. Надеюсь доступно пояснил? Со скребками конечно правильно, пока не мехфонд. Про промывки - это промывки нефтью. Горячей и холодной. Есть такие агрегаты - АДП. Ну по крайней мере были когда я был оператором добычи. Змеевик и товарная нефть. Будет горячая промывка. Холодные промывки делали с ЦАшек. Не будет воды и газа не будет гидратов. Причем воды надо совсем немного, чтобы они появились.
Я тут повспоминал еще, но видимо плохо. Короче, если мне не изменяет память, мы в институте считали гидратообразование в HYSYS. А вообще в русской литературе они должны быть освещены довольно подробно.
Для борьбы с гидратами существует два типа ингибиторов- термодинамические и вторая группа на английском называются Low dosage Hydrate Inhibitors. Про первые чуть позже, LDHI я видел только на выставках и слышал на курсах. LDHI соответсвенно делятся на ( опять трудности перевода) антиагломератные и на кинетические. Это одни из последних и достаточно первспективных разработок. Но имеют свои минусы - антиагломератные нуждаются в присутсвии конденсата, кинетические - значительно снижают эффективность при высоком давлении ( снижение эфекта видно начиная с 70 атм). Термодинамические это спирты и гликоли. Спирты у нас метанол, в Южной Америке этанол, жаль у нас его не применяют (этанол). Гликоли МЭГ- для впрыска и для подачи в шлейфы, ДЭГ и ТЭГ для абсорбционной осушки газа. Метанол (для нас) в три раза дешевле чем МЭГ. Из статистики годовые расходы на МЭГ в четыре раза меньше чем на метанол с восстановлением и в двадцать без восстановления. Так же для восстановления метанола оборудование стоит на порядки дороже чем на регенерацию гликоля. Основные компании применяют МЭГ для предотврашения гидратообразования в скважинах и на установках. Самый близкий пример- ВР на Шах-Денизе. Растворы солей (хлористый кальций, бишофит) скорее от бедности. Многократно возрастает риск коррозии и отложения солей. С парфином наверное традиционно на скважинах скребки каждый месяц, в шлейфах ежедневно. Предотврашать отложения парафинов в шлейфе - интересно как очень умные предотвращают??? Так же используем два ингибитора -ADD для постоянного вода, и CLE -для разового ввода, необходимо создать пробку и прогнать по шлефу или НКТ. Оба от OWT services. Воппрос в тему где производят АДПН и может есть какие нибудь характеристики на него, если не трудно. Всех с наступающим НОВЫМ ГОДОМ!!!
товарищи спецы, могу сказать одно, что борятся с гидратами и парафинами самыми дешевыми средствами, потомучто добытчики экономят на всем. И будет этот бедный оператор всю жизнь раз в сутки гонять скребок и на нем и умрет. И никто не задумается, что возможно режим скважины подобран неверно, она работает, дает свои 30 кубов и пусть... Реально применяют горячки (АДПМ), электролом, скребкование и оооочень редко используют метанол (Економия). Холодные обработки применять в большинстве случаев просто бесполезно.
товарищи спецы, могу сказать одно, что борятся с гидратами и парафинами самыми дешевыми средствами, потомучто добытчики экономят на всем. И будет этот бедный оператор всю жизнь раз в сутки гонять скребок и на нем и умрет. И никто не задумается, что возможно режим скважины подобран неверно, она работает, дает свои 30 кубов и пусть... Реально применяют горячки (АДПМ), электролом, скребкование и оооочень редко используют метанол (Економия). Холодные обработки применять в большинстве случаев просто бесполезно.
Полностью согласен. Делая вид, что борятся с гидратами и парафинами дешёвыми средствами никто не считает потерь и недополученную прибыль.Значит какие-то свои интересы, либо просто расхлябанность (лень). И ни кто не хочет хотя бы попробовать мепо предотвращению АСПО в НКТ и тр/пр.
Интересная тема. Но я все же не понял, существуют ли сколь-либо обоснованные методики расчета потерь добычи от АСПО и загидрачивания? Условно говоря, можем ли мы, зная параметры флюида в пластовых условиях, в т.ч. содержание парафина, и параметры работы скважины, посчитать падение дебита ввиду отложений АСПО на стенках лифта? Наверняка ведь кто-то уже такую модель делал?
Интересная тема. Но я все же не понял, существуют ли сколь-либо обоснованные методики расчета потерь добычи от АСПО и загидрачивания? Условно говоря, можем ли мы, зная параметры флюида в пластовых условиях, в т.ч. содержание парафина, и параметры работы скважины, посчитать падение дебита ввиду отложений АСПО на стенках лифта? Наверняка ведь кто-то уже такую модель делал?
Статически задача решается довольно просто. В любой программе имитирующей приток к скважине есть возможность задавать НКТ по сегментам. Другими словами, сделать комбинированный лифт с разной шероховатостью и разным внутренним диаметром. Если рассматривать вопрос в динамике, т.е. во времени, то в чем будет практическое применение данной методики? Сказать когда, чего и сколько выпадет? Для обоснования ремонтных работ обычно закладывается коэффициент эксплуатации скважины, который берет на себя груз всех тяжких, в том числе и удаление парафина. Можно конечно аппелировать к статистике по падению добычи, но нужно будет четко подразделять, что она падает исключительно за счет парафинов, а не из-за ППД или прорыва воды/газа. Ну и наконец грубая прикидка, задать процент осаждающегося парафина в зависимости от дебита. Затык опять на том же месте - как подтвердить правомерность предположения процента? Получится что нехило так напрягутся инженеры обосновывать то, что очень сложно будет диагностировать на практике.
Ну и наконец грубая прикидка, задать процент осаждающегося парафина в зависимости от дебита. Затык опять на том же месте - как подтвердить правомерность предположения процента? Получится что нехило так напрягутся инженеры обосновывать то, что очень сложно будет диагностировать на практике.
Я понимаю. Хотелось услышать мнение специалистов. Спасибо.
Добрый день! Вот вчера вёл борьбу с АСПО, прокачивали АДПмкой скважину надавили 130 атм сработал обратный клапан в АДПэме закрыли скважину давление не падает потом подбили агрегат придавили до 250 атм 60 скважина приняла 190 атм стоит как в стакане, манометр на буфере не реагирует, через 40 минут стравили в линию до 50 атм. И повторили всё это 4 раза. Оставили скважину при 130 на ночь. С утра Рб=22, Рз=10. Может негерметичная арматура. В трубы давить не хотим, боимся ещё больше спрессовать. Температура на 1500 м – 45 гр. забой – 3395 м НКТ-3342. температура прокачиваемой нефти 115 гр. Что порекомендуете?
Добрый день! Вот вчера вёл борьбу с АСПО, прокачивали АДПмкой скважину надавили 130 атм сработал обратный клапан в АДПэме закрыли скважину давление не падает потом подбили агрегат придавили до 250 атм 60 скважина приняла 190 атм стоит как в стакане, манометр на буфере не реагирует, через 40 минут стравили в линию до 50 атм. И повторили всё это 4 раза. Оставили скважину при 130 на ночь. С утра Рб=22, Рз=10. Может негерметичная арматура. В трубы давить не хотим, боимся ещё больше спрессовать. Температура на 1500 м – 45 гр. забой – 3395 м НКТ-3342. температура прокачиваемой нефти 115 гр. Что порекомендуете?
Только с помощью Колтюбинговой установки удалось достичь циркуляции в НКТ.
У нас и на мехфонде скребки гоняют НКТ со стеклоэмалевым покрытием тоже отлично помогли от АСПО - частота прогонов скребка уменьшилось в 10 раз.
А кто производитель труб с покрытием и какое месторождение у Вас? И покрытие наверное не стеклоэмалевое, а силикатноэмалевое, это хоть и родственные, но всё таки разные покрытия и свойства несколько различные. Вы НКТ с покрытиями с какими ещё технологиями сочитатет? И ставите их только на АСПО или против коррозии то же?
Народ, кто-нибудь знает критическое значение числа Рейнольдса, при котором будет происходить отрыв отложений?
Если мы говорим про отрыв отложений парафинов, то здесь будет следующая ситуация. Чем больше скорость потока, тем больше гидравлическое сопротивление и меньше потерь на падение температуры. То есть вроде все шоколадно. Но парафины имеют замечательную особенность цеплятся за все, что не попадя внутри НКТ и импульс сдвига или отрыва зависит от его свойств. То есть, используя "стеклянные" НКТ в зависимости от свойств парафина, условий в пласте и скважине и т.д. это может помочь, а может и нет Здесь все будет индивидуально, так как вязкость эмульсии таких нефтей местами довольно неплохо зависит от обводненности и, поэтому для скважин с разными обводненностями перепады по давлению и числу Рейнолдса будут также разными. Самый лучший вариант - это иметь температуру в НКТ выше температуры выпадения парафинов используя кабели и, если это возможно тех. режимом скважины, или, если это не получается, то лить химию и работать скребками. Все вышесказанное является ИМХО.
Если мы говорим про отрыв отложений парафинов, то здесь будет следующая ситуация. Чем больше скорость потока, тем больше гидравлическое сопротивление и меньше потерь на падение температуры. То есть вроде все шоколадно. Но парафины имеют замечательную особенность цеплятся за все, что не попадя внутри НКТ и импульс сдвига или отрыва зависит от его свойств. То есть, используя "стеклянные" НКТ в зависимости от свойств парафина, условий в пласте и скважине и т.д. это может помочь, а может и нет Здесь все будет индивидуально, так как вязкость эмульсии таких нефтей местами довольно неплохо зависит от обводненности и, поэтому для скважин с разными обводненностями перепады по давлению и числу Рейнолдса будут также разными. Самый лучший вариант - это иметь температуру в НКТ выше температуры выпадения парафинов используя кабели и, если это возможно тех. режимом скважины, или, если это не получается, то лить химию и работать скребками. Все вышесказанное является ИМХО.
Согласен, что все индивидуально. Интересно, исследовали ли кто-нибудь вероятность отрыва?
Согласен, что все индивидуально. Интересно, исследовали ли кто-нибудь вероятность отрыва?
При исследовании нефтей иногда делают и исследования самих парафинов. После исследований выдаются различные параметры, такие как температуры застывания и текучести, динамический и кинематический коэффициенты вязкости и давление сдвига. На мой взгляд циферка по давлению сдвига и есть та цифра, на которую можно ориентироваться при подборе различных вариантов борьбы с парафинами. Но, конечно, на цифру по температуре застывания также стоит обращать внимание.
И да и нет Если мы говорим о работе скважин и движении нефти в НКТ, то температура застывания парафинов для нас особо не важна. Здесь нас должна больше интересовать динамическая вязкость эмульсии - как один самых главных параметров для расчета потерь температуры и давления в НКТ. Потому что при падении температуры в НКТ - динамическая вязкость бывает, что растет кратно (вы, как я понимаю из Красноярска и, возможно, работаете на Ванкоре , поэтому для вас эти слова не пустой звук). А парафины - они все равно будут, а вот сколько их будет в НКТ и как они будут влиять - это и есть основной вопрос.
Попробую объяснить на примере. У нас есть парафинистая нефть. Температура пласта - 45С, температура образования парафинов - 50С, динамическая вязкость эмульсии при 40 градусах - 450 сантипуаз, при 10 - 3000 сантипуаз. То есть мы заранее знаем, парафины у нас будут уже на забое и при падении температуры в НКТ эмульсия будет хорошо остывать и замечательно тормозить сама себя в скважине. Что мы можем делать? Первое, что мы можем сделать - это добавить "химию" для уменьшения динамической вязкости. Таким образом мы уменьшим перепад давления в НКТ и увеличим температуру на устье. Второе - это не делать ничего, потому что при снижении температуры парафины начнут оседать на стенках НКТ более интенсивно, НО, тем самым уменьшая проходное сечение НКТ и увеличивая скорость потока. И вот здесь параметр сдвига и будет играть замечательную роль. Потому что зная параметр сдвига мы можем, по крайней мере попытаться сделать прогноз - будет ли скважина самоочищаться или нет? Есть ли возможность использовать "стеклянные" трубы или нет. Поможет ли это, или проще лить "химию"и работать скребками. И так далее. А вот если мы говорили про систему сбора - это отдельная история...
И да и нет Если мы говорим о работе скважин и движении нефти в НКТ, то температура застывания парафинов для нас особо не важна. Здесь нас должна больше интересовать динамическая вязкость эмульсии - как один самых главных параметров для расчета потерь температуры и давления в НКТ. Потому что при падении температуры в НКТ - динамическая вязкость бывает, что растет кратно (вы, как я понимаю из Красноярска и, возможно, работаете на Ванкоре , поэтому для вас эти слова не пустой звук). А парафины - они все равно будут, а вот сколько их будет в НКТ и как они будут влиять - это и есть основной вопрос.
Все вышесказанное прошу считать ИМХО.
Все верно, работаю на Ванкоре . Если сравнивать ваши и наши значения, то у нас в пять раз меньше, т.е. около 90 сП при стандартных условиях... Но есть пласт, где будет фонтанирование с дебитами (расчетными) под 2000 м3/сут и вязкость там до 20 сП при с.у. Температура пласта в районе 60 градусов, Т выпадения парафина 37- 43 градусов, поэтому нам больше интересно откуда начнут выпадать в НКТ и будет ли отрыв отложений...
PS: вроде доп исследования заказали... может узнаем в ближайшее время.
Но есть пласт, где будет фонтанирование с дебитами (расчетными) под 2000 м3/сут и вязкость там до 20 сП при с.у. Температура пласта в районе 60 градусов, Т выпадения парафина 37- 43 градусов, поэтому нам больше интересно откуда начнут выпадать в НКТ и будет ли отрыв отложений...
У вас вроде на Нижнехетке пластовая 60? Если говорить про Нижнехетку, то согласно расчетам у вас там все в норме. На устье получается порядка 40-45 градусов, то есть парафины будут, но они будут еще "подвижные" в основной массе. А так, начало выпадения обычно возможно в зоне прохода вечной мерзлоты. Мощность вечной мерзлоты, у вас 600 метров, то есть "тяжелые" остатки парафинов и смолы начнут выпадать там. А так, смол у вас довольно много. Возможно, все равно придется скребками работать. Смолы просто так тяжело вытащить.
У вас вроде на Нижнехетке пластовая 60? Если говорить про Нижнехетку, то согласно расчетам у вас там все в норме. На устье получается порядка 40-45 градусов, то есть парафины будут, но они будут еще "подвижные" в основной массе. А так, начало выпадения обычно возможно в зоне прохода вечной мерзлоты. Мощность вечной мерзлоты, у вас 600 метров, то есть "тяжелые" остатки парафинов и смолы начнут выпадать там. А так, смол у вас довольно много. Возможно, все равно придется скребками работать. Смолы просто так тяжело вытащить.
Все вышесказанное прошу считать ИМХО.
Вопрос: а по каким расчетам у тебя получилось на устье 40-45? на вскидку?
Вопрос: а по каким расчетам у тебя получилось на устье 40-45? на вскидку?
Да нет . Просто был совместный грех НТЦ Роснефти со Шлюмами, в виде небольшого проекта объединенного моделирования по Ванкору. Поэтому некоторая информация есть, ну и расчеты, естественно, тоже остались .
Да нет . Просто был совместный грех НТЦ Роснефти со Шлюмами, в виде небольшого проекта объединенного моделирования по Ванкору. Поэтому некоторая информация есть, ну и расчеты, естественно, тоже остались .
Понятно. Просто сейчас по факту получается 40-45 где -то на 1200-1500 метрах, а на устье 15-20 градусов... Вот и задумались, что будет дальше... и что закупать.
Понятно. Просто сейчас по факту получается 40-45 где -то на 1200-1500 метрах, а на устье 15-20 градусов... Вот и задумались, что будет дальше... и что закупать.
Да, дела... Без доп исследований нефти и моделирования здесь, конечно, не обойтись. Можно попробовать взять похожий состав нефти или задать некие "средние" параметры по парафинам, посмотреть на динамику отложений в НКТ и плясать от них. Конечно и результаты будут "средние", но хотя бы "поиграться" с различными параметрами на различных режимах получиться.
OFF: Вы, получается, измеряли температуру в скважине?
Да, дела... Без доп исследований нефти и моделирования здесь, конечно, не обойтись. Можно попробовать взять похожий состав нефти или задать некие "средние" параметры по парафинам, посмотреть на динамику отложений в НКТ и плясать от них. Конечно и результаты будут "средние", но хотя бы "поиграться" с различными параметрами на различных режимах получиться.
OFF: Вы, получается, измеряли температуру в скважине?
Все вышесказанное прошу считать ИМХО.
При исследованиях работающей скважины на приборе датчик был... Уверенности ни в чем пока нет, потому что месторождение в полную силу еще не запускали. При исследованиях парафин извлекли, но исследовать его вроде никто и не подумал.
Alexey S, каков, с Вашей точки зрения, механизм удержания АСПО на внутренней поверхности НКТ?
Есть несколько теорий на этот счет - это электризация НКТ, различные адсорбционные процессы из-за структуры АСПО, скорости потока и режима течения и степени шероховатости НКТ (наверняка есть и другие, но я про них не знаю ). Может быть есть и другие, но мне думается, что первичный эффект удержания происходит, исключительно, за счет микротрещин в НКТ, где происходит первичное накопление АСПО, а его дальнейший рост происходит только из-за самой структуры, скорости и режима течения потока и так далее. То есть это уже вторичные факторы.
При исследованиях работающей скважины на приборе датчик был... Уверенности ни в чем пока нет, потому что месторождение в полную силу еще не запускали. При исследованиях парафин извлекли, но исследовать его вроде никто и не подумал.
Странно, откуда там такая температура. Когда считали проект - то знали только о монолитном пласте мерзлоты, толщиной в 600 метров. У горизонта выше пластовая температура - 35 градусов. Скважина работала на проектном режиме или нет?
Странно, откуда там такая температура. Когда считали проект - то знали только о монолитном пласте мерзлоты, толщиной в 600 метров. У горизонта выше пластовая температура - 35 градусов. Скважина работала на проектном режиме или нет?
Ну, тогда все понятно . При таком режиме - скорость подъема нефти меньше и, соответственно, теплообмен больше. Единственное, в чем засада, при таких тех режимах на фонтане возможна (очень возможна) нарастающая пробка. И фонтан может иссякнуть . Вы что-нибудь со скважинами сейчас делаете? Потому что если скважины "затыкаются", то может их циклически запускать на полный режим, для продувки, так сказать.
... мне думается, что первичный эффект удержания происходит, исключительно, за счет микротрещин в НКТ, где происходит первичное накопление АСПО, а его дальнейший рост происходит только из-за самой структуры, скорости и режима течения потока и так далее. То есть это уже вторичные факторы.
Все вышесказанное прошу считать ИМХО.
тогда получается достаточно нанести тонкое покрытие, которое будет иметь низкую шероховатость и проблема осаждения выпавшего парафина будет решена?
тогда получается достаточно нанести тонкое покрытие, которое будет иметь низкую шероховатость и проблема осаждения выпавшего парафина будет решена?
Я думаю, что да. По моему мнению, если шероховатость будет равна нулю, то и отложения будут нулевые. Все будет выпадать в поток нефти. Но здесь будет другая сложность. Чем меньше скорость потока, тем больше "гадости" будет выпадать в призабойку и, тем самым создадут парафинистую пробку на забое . Не зря же сейчас активно развивают направление покрытия НКТ различными эмалями. Видимо есть спрос.
Я думаю, что да. По моему мнению, если шероховатость будет равна нулю, то и отложения будут нулевые. Все будет выпадать в поток нефти. Но здесь будет другая сложность. Чем меньше скорость потока, тем больше "гадости" будет выпадать в призабойку и, тем самым создадут парафинистую пробку на забое . Не зря же сейчас активно развивают направление покрытия НКТ различными эмалями. Видимо есть спрос.
Все вышесказанное прошу считать ИМХО.
Алексей, тут, как мне кажется нужно будет смотреть и на природу поверхности, т.е. полярная она или нет. в одном случае нанесение покрытия, содержащего полярные группы, позволит снизить отложения парафинов (неполярные вещества), а в случае если в нефти содержатся полярные смолы, то наоборот- получим интенсивное образование АСПО.
Алексей, тут, как мне кажется нужно будет смотреть и на природу поверхности, т.е. полярная она или нет. в одном случае нанесение покрытия, содержащего полярные группы, позволит снизить отложения парафинов (неполярные вещества), а в случае если в нефти содержатся полярные смолы, то наоборот- получим интенсивное образование АСПО.
Здесь я полностью согласен, что подбор материала должен быть индивидуален. Но, если честно - мое мнение, что адгезия парафина или смол к стенке НКТ - это вторичный фактор. Почему я так думаю. Основное мое мнение - что силы, влияющие на "притягивание" АСПО к стенке трубы малы и их можно "перекрыть" банальной скоростью потока или использованием циклических режимов. Это если мы работаем на фонтане или ЭЦН. Но вот если скорости недостаточно, например на ШГН, то тогда да - АСПО может начать накапливаться. Но тогда, наверное, возможно применение магнитов. Как периодически, так и постоянно. Как раз для изменения полярности. Либо просто периодически промывать или пропаривать, как это делают в Башкирии и Татарии. Поправьте меня, если не так. А вот на счет разных полярностей эмальных покрытий НКТ. Не могли бы вы объяснить - возможно ли у применяемых сейчас покрытий изменять полярность сразу, например при заказе НКТ или послать туда (например по ссылке ) где это можно прочитать.
А вот на счет разных полярностей эмальных покрытий НКТ. Не могли бы вы объяснить - возможно ли у применяемых сейчас покрытий изменять полярность сразу, например при заказе НКТ или послать туда (например по ссылке ) где это можно прочитать.
Все вышесказанное прошу считать ИМХО.
При заказе НКТ с покрытием вы можете сформулировать требования к его качеству, где укажите значение удельного усилия сдвига отложений, при котором эти отложения будут срываться и уноситься с потоком. а дальше задача специалистов подбирать покрытие с требуемым комплексом свойств ( в том числе и полярность) или поручать химикам разработать новое. Вы, наверное, знаете, что сейчас очень много желающих выйти на этот рынок. так что главное правильно сформировать требования к покрытию и обращаться к фирмам производителям лкм и на заводы по изоляции труб. решение сейчас можно найти
To механик Это все хорошо. Но как быть с прочностью самого покрытия? И самый интересный вопрос, как я понимаю - это цена. Не получится ли так, что дешевле будет работать с химией ?
To Toshiba Тут мысль такая в голове жужжит. Если у вас скважины работают в полсилы и нет с ними особых проблем, то, может быть, проблема с парафинами надуманная? Может тогда и не стоит заморачиваться НКТ с различными покрытиями и прочей гадостью? Потому что, если при таких дебитах и скоростях у скважин нет снижения добычи или устьевого давления в течении времени, то тогда процесс в ней идет нормально, а при увеличении дебитов температура на устье вырастет еще градусов на 10-15, скорости в НКТ тоже и тогда все вообще будет хорошо.
To механик Это все хорошо. Но как быть с прочностью самого покрытия? И самый интересный вопрос, как я понимаю - это цена. Не получится ли так, что дешевле будет работать с химией ?
Что Вы понимаете под прочностью покрытия? Адгезию к стали или прочность материала покрытия? И тот и другой вопрос на данный момент рядом производителей материалов решен. Согласен, что самый интересный вопрос цена, и опять же, в каждом конкретном случае нужно считать все возможные вариант предотвращения образования отложений. Но не стоит забывать, что различного вида покрытия позволяют решать не только проблему отложений, но и предотвращают эл-хим коррозию, корроз. и сульфидное растрескивание и др. процессы, вызывающие отказы колонны НКТ.
В Зап.Сибири в Нижневартовске сейчас активно производят изоляцию НКТ полимерными покрытиями, так же есть опыт по применению покрытий в Татарии и Башкирии. Кстати, сейчас на рынке стали появляться фирмы, предлагающие термодиффузионное цинковое покрытие для НКТ.
Читал про диффузионное напыление цинка - пока нет апробации конкретной и наработки - судить рано. Если есть - буду рад услышать или почитать. НКТ с покрытиями - это конечно хорошо, особенно если правильно рассчитать (измерить) глубину начала выпадения и покрыть только проблемные участки. У многих прокрытий есть недостатки - причем чем более они гладки тем больше проблем. Стеклоэмаль растрескивается и так далее. А то можно подумать, что шероховастость извел, скорость потока подбавил и на тебе - нет АСПО (хотя это и верно во многих случаях). Дело потоньше. АСПО могут выступать центрами кристаллизации солей. По колонне НКТ в разных местах - разный состав АСПО и так далее.
Добрый день! Вот вчера вёл борьбу с АСПО, прокачивали АДПмкой скважину надавили 130 атм сработал обратный клапан в АДПэме закрыли скважину давление не падает потом подбили агрегат придавили до 250 атм 60 скважина приняла 190 атм стоит как в стакане, манометр на буфере не реагирует, через 40 минут стравили в линию до 50 атм. И повторили всё это 4 раза. Оставили скважину при 130 на ночь. С утра Рб=22, Рз=10. Может негерметичная арматура. В трубы давить не хотим, боимся ещё больше спрессовать. Температура на 1500 м – 45 гр. забой – 3395 м НКТ-3342. температура прокачиваемой нефти 115 гр. Что порекомендуете?
Есть вариант установка электропрогрева: прогреть НКТ и затруб. Если не получится остается только КОПС ставить
В пол силы - это на исследованиях. Месторождение пока еще только планируется на запуск. Почему предполагаем, что появится проблема: 1. Основным источником нефти будет верхний пласт, там где спущены установки ЭЦН. 2. Фонтанные скважины будут зажимать на штуцер, чтобы регулировать дебит нефти из-за малой пропускной способности УПСВ.
Исходя из выше перечисленного, вероятность образования пробки в фонтанных скважинах очень велика (это вы как раз описали ранее). Думаю, при успешном запуске отпишусь в августе-сентябре.
Народ! Помогите найти информацию по гидратам, как с ними бороться. Интересует также борьба с парафинами.
Есть возможность моделирования динамических процессов гидратообразования и отложения парафинов при различных сценариях эксплуатации в комплексе OLGA. Там же можно подобрать количество закачиваемого ингибитора (в том числе LDHI), например, после остановки на несколько дней и т.п.
Метанол смещает точку гидратообразования. Можно еще хлористый кальций, но он менее эффективен. К тому же его надо растворять.
АСПО - бурение горизонтальных скважин, для снижения депрессии. Горячие, холодные промывки.
"...АСПО - бурение горизонтальных скважин, для снижения депрессии. Горячие, холодные промывки."
Как это понимать?
АСПО - асфальто-смоло-парафиновые отложения, методы борьбы: в основном это механические - скребки, химические - промывки горячей водой, для предотвращения - ингибиторы АСПО. Кроме того специальные покрытия - поверхности с пониженным отложением, тут все логично, другой вопрос - затраты! Есть еще магниты, но это уже скорее тонкие материи - результат воздействия обычно непредсказуем, может быть как положительным, так и отрицательным.
Это всё понятно. Я занимаюсь депарафинизацией скважин, результаты положительные, но всё чаще стал встречаться с гидратными проблемами, вот и захотелось поближе познакомиться с ними.
Выпадение АСПО - результат изменения термобарических условий. Так? В нашем случае, скорее с изменением давления. Горизонтальные скважины работают на малых депрессиях. Т.е. либо выпадения нет, либо оно небольшое.
Надеюсь доступно пояснил? Со скребками конечно правильно, пока не мехфонд.
Про промывки - это промывки нефтью. Горячей и холодной. Есть такие агрегаты - АДП. Ну по крайней мере были когда я был оператором добычи. Змеевик и товарная нефть. Будет горячая промывка. Холодные промывки делали с ЦАшек.
Не будет воды и газа не будет гидратов. Причем воды надо совсем немного, чтобы они появились.
Я тут повспоминал еще, но видимо плохо. Короче, если мне не изменяет память, мы в институте считали гидратообразование в HYSYS. А вообще в русской литературе они должны быть освещены довольно подробно.
У нас и на мехфонде скребки гоняют
НКТ со стеклоэмалевым покрытием тоже отлично помогли от АСПО - частота прогонов скребка уменьшилось в 10 раз.
Это как в китайской медицине. Бороться с причиной заболевания
Существуют как способы борьбы с отложением АСПО, так и способы предотвращения. Если Вы очень умны - Вы предотвращаете, если не очень - то боретесь.
Для борьбы с гидратами существует два типа ингибиторов- термодинамические и вторая группа на английском называются Low dosage Hydrate Inhibitors. Про первые чуть позже, LDHI я видел только на выставках и слышал на курсах. LDHI соответсвенно делятся на (
опять трудности перевода) антиагломератные и на кинетические. Это одни из последних и достаточно первспективных разработок. Но имеют свои минусы - антиагломератные нуждаются в присутсвии конденсата, кинетические - значительно снижают эффективность при высоком давлении ( снижение эфекта видно начиная с 70 атм).
Термодинамические это спирты и гликоли. Спирты у нас метанол, в Южной Америке этанол, жаль у нас его не применяют (этанол). Гликоли МЭГ- для впрыска и для подачи в шлейфы, ДЭГ и ТЭГ для абсорбционной осушки газа.
Метанол (для нас) в три раза дешевле чем МЭГ. Из статистики годовые расходы на МЭГ в четыре раза меньше чем на метанол с восстановлением и в двадцать без восстановления. Так же для восстановления метанола оборудование стоит на порядки дороже чем на регенерацию гликоля. Основные компании применяют МЭГ для предотврашения гидратообразования в скважинах и на установках. Самый близкий пример- ВР на Шах-Денизе.
Растворы солей (хлористый кальций, бишофит) скорее от бедности. Многократно возрастает риск коррозии и отложения солей.
С парфином наверное традиционно на скважинах скребки каждый месяц, в шлейфах ежедневно.
Предотврашать отложения парафинов в шлейфе - интересно как очень умные предотвращают???
Так же используем два ингибитора -ADD для постоянного вода, и CLE -для разового ввода, необходимо создать пробку и прогнать по шлефу или НКТ. Оба от OWT services.
Воппрос в тему где производят АДПН и может есть какие нибудь характеристики на него, если не трудно.
Всех с наступающим НОВЫМ ГОДОМ!!!
товарищи спецы, могу сказать одно, что борятся с гидратами и парафинами самыми дешевыми средствами, потомучто добытчики экономят на всем. И будет этот бедный оператор всю жизнь раз в сутки гонять скребок и на нем и умрет. И никто не задумается, что возможно режим скважины подобран неверно, она работает, дает свои 30 кубов и пусть...
Реально применяют горячки (АДПМ), электролом, скребкование и оооочень редко используют метанол (Економия). Холодные обработки применять в большинстве случаев просто бесполезно.
Интересная тема. Но я все же не понял, существуют ли сколь-либо обоснованные методики расчета потерь добычи от АСПО и загидрачивания? Условно говоря, можем ли мы, зная параметры флюида в пластовых условиях, в т.ч. содержание парафина, и параметры работы скважины, посчитать падение дебита ввиду отложений АСПО на стенках лифта? Наверняка ведь кто-то уже такую модель делал?
Если рассматривать вопрос в динамике, т.е. во времени, то в чем будет практическое применение данной методики? Сказать когда, чего и сколько выпадет? Для обоснования ремонтных работ обычно закладывается коэффициент эксплуатации скважины, который берет на себя груз всех тяжких, в том числе и удаление парафина.
Можно конечно аппелировать к статистике по падению добычи, но нужно будет четко подразделять, что она падает исключительно за счет парафинов, а не из-за ППД или прорыва воды/газа.
Ну и наконец грубая прикидка, задать процент осаждающегося парафина в зависимости от дебита. Затык опять на том же месте - как подтвердить правомерность предположения процента?
Получится что нехило так напрягутся инженеры обосновывать то, что очень сложно будет диагностировать на практике.
Я понимаю. Хотелось услышать мнение специалистов. Спасибо.
Добрый день!
Вот вчера вёл борьбу с АСПО, прокачивали АДПмкой скважину надавили 130 атм сработал обратный клапан в АДПэме закрыли скважину давление не падает потом подбили агрегат придавили до 250 атм 60 скважина приняла 190 атм стоит как в стакане, манометр на буфере не реагирует, через 40 минут стравили в линию до 50 атм. И повторили всё это 4 раза. Оставили скважину при 130 на ночь. С утра Рб=22, Рз=10. Может негерметичная арматура. В трубы давить не хотим, боимся ещё больше спрессовать. Температура на 1500 м – 45 гр. забой – 3395 м НКТ-3342. температура прокачиваемой нефти 115 гр. Что порекомендуете?
Только с помощью Колтюбинговой установки удалось достичь циркуляции в НКТ.
Можно было попробовать высокочастотным кабелем, растопить парафины.
А кто производитель труб с покрытием и какое месторождение у Вас?
И покрытие наверное не стеклоэмалевое, а силикатноэмалевое, это хоть и родственные, но всё таки разные покрытия и свойства несколько различные.
Вы НКТ с покрытиями с какими ещё технологиями сочитатет?
И ставите их только на АСПО или против коррозии то же?
Народ, кто-нибудь знает критическое значение числа Рейнольдса, при котором будет происходить отрыв отложений?
Самый лучший вариант - это иметь температуру в НКТ выше температуры выпадения парафинов используя кабели и, если это возможно тех. режимом скважины, или, если это не получается, то лить химию и работать скребками.
Все вышесказанное является ИМХО.
Интересно, исследовали ли кто-нибудь вероятность отрыва?
Если мы говорим о работе скважин и движении нефти в НКТ, то температура застывания парафинов для нас особо не важна. Здесь нас должна больше интересовать динамическая вязкость эмульсии - как один самых главных параметров для расчета потерь температуры и давления в НКТ. Потому что при падении температуры в НКТ - динамическая вязкость бывает, что растет кратно (вы, как я понимаю из Красноярска и, возможно, работаете на Ванкоре
Попробую объяснить на примере.
У нас есть парафинистая нефть. Температура пласта - 45С, температура образования парафинов - 50С, динамическая вязкость эмульсии при 40 градусах - 450 сантипуаз, при 10 - 3000 сантипуаз. То есть мы заранее знаем, парафины у нас будут уже на забое и при падении температуры в НКТ эмульсия будет хорошо остывать и замечательно тормозить сама себя в скважине. Что мы можем делать? Первое, что мы можем сделать - это добавить "химию" для уменьшения динамической вязкости. Таким образом мы уменьшим перепад давления в НКТ и увеличим температуру на устье. Второе - это не делать ничего, потому что при снижении температуры парафины начнут оседать на стенках НКТ более интенсивно, НО, тем самым уменьшая проходное сечение НКТ и увеличивая скорость потока.
И вот здесь параметр сдвига и будет играть замечательную роль. Потому что зная параметр сдвига мы можем, по крайней мере попытаться сделать прогноз - будет ли скважина самоочищаться или нет? Есть ли возможность использовать "стеклянные" трубы или нет. Поможет ли это, или проще лить "химию"и работать скребками. И так далее.
А вот если мы говорили про систему сбора - это отдельная история...
Все вышесказанное прошу считать ИМХО.
Все верно, работаю на Ванкоре
Если сравнивать ваши и наши значения, то у нас в пять раз меньше, т.е. около 90 сП при стандартных условиях...
Но есть пласт, где будет фонтанирование с дебитами (расчетными) под 2000 м3/сут и вязкость там до 20 сП при с.у. Температура пласта в районе 60 градусов, Т выпадения парафина 37- 43 градусов, поэтому нам больше интересно откуда начнут выпадать в НКТ и будет ли отрыв отложений...
PS: вроде доп исследования заказали... может узнаем в ближайшее время.
Если говорить про Нижнехетку, то согласно расчетам у вас там все в норме. На устье получается порядка 40-45 градусов, то есть парафины будут, но они будут еще "подвижные" в основной массе. А так, начало выпадения обычно возможно в зоне прохода вечной мерзлоты. Мощность вечной мерзлоты, у вас 600 метров, то есть "тяжелые" остатки парафинов и смолы начнут выпадать там.
А так, смол у вас довольно много. Возможно, все равно придется скребками работать. Смолы просто так тяжело вытащить.
Все вышесказанное прошу считать ИМХО.
Вопрос: а по каким расчетам у тебя получилось на устье 40-45?
Просто был совместный грех НТЦ Роснефти со Шлюмами, в виде небольшого проекта объединенного моделирования по Ванкору. Поэтому некоторая информация есть, ну и расчеты, естественно, тоже остались
Вот и задумались, что будет дальше... и что закупать.
Без доп исследований нефти и моделирования здесь, конечно, не обойтись. Можно попробовать взять похожий состав нефти или задать некие "средние" параметры по парафинам, посмотреть на динамику отложений в НКТ и плясать от них. Конечно и результаты будут "средние", но хотя бы "поиграться" с различными параметрами на различных режимах получиться.
OFF: Вы, получается, измеряли температуру в скважине?
Все вышесказанное прошу считать ИМХО.
Alexey S, каков, с Вашей точки зрения, механизм удержания АСПО на внутренней поверхности НКТ?
При исследованиях работающей скважины на приборе датчик был...
Уверенности ни в чем пока нет, потому что месторождение в полную силу еще не запускали.
При исследованиях парафин извлекли, но исследовать его вроде никто и не подумал.
господа помимо парафина есть еще одна проблема, не менее значительная. соли. може кто достиг совершенства борьбы в этой области?
Может быть есть и другие, но мне думается, что первичный эффект удержания происходит, исключительно, за счет микротрещин в НКТ, где происходит первичное накопление АСПО, а его дальнейший рост происходит только из-за самой структуры, скорости и режима течения потока и так далее. То есть это уже вторичные факторы.
Все вышесказанное прошу считать ИМХО.
Все вышесказанное прошу считать ИМХО.
Пока нет, где-то в половину возможного...
При таком режиме - скорость подъема нефти меньше и, соответственно, теплообмен больше. Единственное, в чем засада, при таких тех режимах на фонтане возможна (очень возможна) нарастающая пробка. И фонтан может иссякнуть
Все вышесказанное прошу считать ИМХО.
тогда получается достаточно нанести тонкое покрытие, которое будет иметь низкую шероховатость и проблема осаждения выпавшего парафина будет решена?
По моему мнению, если шероховатость будет равна нулю, то и отложения будут нулевые. Все будет выпадать в поток нефти. Но здесь будет другая сложность. Чем меньше скорость потока, тем больше "гадости" будет выпадать в призабойку и, тем самым создадут парафинистую пробку на забое
Не зря же сейчас активно развивают направление покрытия НКТ различными эмалями. Видимо есть спрос.
Все вышесказанное прошу считать ИМХО.
Алексей, тут, как мне кажется нужно будет смотреть и на природу поверхности, т.е. полярная она или нет. в одном случае нанесение покрытия, содержащего полярные группы, позволит снизить отложения парафинов (неполярные вещества), а в случае если в нефти содержатся полярные смолы, то наоборот- получим интенсивное образование АСПО.
Но, если честно - мое мнение, что адгезия парафина или смол к стенке НКТ - это вторичный фактор. Почему я так думаю.
Основное мое мнение - что силы, влияющие на "притягивание" АСПО к стенке трубы малы и их можно "перекрыть" банальной скоростью потока или использованием циклических режимов. Это если мы работаем на фонтане или ЭЦН.
Но вот если скорости недостаточно, например на ШГН, то тогда да - АСПО может начать накапливаться. Но тогда, наверное, возможно применение магнитов. Как периодически, так и постоянно. Как раз для изменения полярности. Либо просто периодически промывать или пропаривать, как это делают в Башкирии и Татарии. Поправьте меня, если не так.
А вот на счет разных полярностей эмальных покрытий НКТ. Не могли бы вы объяснить - возможно ли у применяемых сейчас покрытий изменять полярность сразу, например при заказе НКТ или послать туда (например по ссылке
Все вышесказанное прошу считать ИМХО.
При заказе НКТ с покрытием вы можете сформулировать требования к его качеству, где укажите значение удельного усилия сдвига отложений, при котором эти отложения будут срываться и уноситься с потоком. а дальше задача специалистов подбирать покрытие с требуемым комплексом свойств ( в том числе и полярность) или поручать химикам разработать новое. Вы, наверное, знаете, что сейчас очень много желающих выйти на этот рынок. так что главное правильно сформировать требования к покрытию и обращаться к фирмам производителям лкм и на заводы по изоляции труб. решение сейчас можно найти
To механик
?
Это все хорошо. Но как быть с прочностью самого покрытия? И самый интересный вопрос, как я понимаю - это цена. Не получится ли так, что дешевле будет работать с химией
To Toshiba
Тут мысль такая в голове жужжит.
Если у вас скважины работают в полсилы и нет с ними особых проблем, то, может быть, проблема с парафинами надуманная? Может тогда и не стоит заморачиваться НКТ с различными покрытиями и прочей гадостью?
Потому что, если при таких дебитах и скоростях у скважин нет снижения добычи или устьевого давления в течении времени, то тогда процесс в ней идет нормально, а при увеличении дебитов температура на устье вырастет еще градусов на 10-15, скорости в НКТ тоже и тогда все вообще будет хорошо.
Все вышесказанное прошу считать ИМХО.
Что Вы понимаете под прочностью покрытия? Адгезию к стали или прочность материала покрытия? И тот и другой вопрос на данный момент рядом производителей материалов решен.
Согласен, что самый интересный вопрос цена, и опять же, в каждом конкретном случае нужно считать все возможные вариант предотвращения образования отложений. Но не стоит забывать, что различного вида покрытия позволяют решать не только проблему отложений, но и предотвращают эл-хим коррозию, корроз. и сульфидное растрескивание и др. процессы, вызывающие отказы колонны НКТ.
В Зап.Сибири в Нижневартовске сейчас активно производят изоляцию НКТ полимерными покрытиями, так же есть опыт по применению покрытий в Татарии и Башкирии. Кстати, сейчас на рынке стали появляться фирмы, предлагающие термодиффузионное цинковое покрытие для НКТ.
Читал про диффузионное напыление цинка - пока нет апробации конкретной и наработки - судить рано. Если есть - буду рад услышать или почитать.
НКТ с покрытиями - это конечно хорошо, особенно если правильно рассчитать (измерить) глубину начала выпадения и покрыть только проблемные участки.
У многих прокрытий есть недостатки - причем чем более они гладки тем больше проблем. Стеклоэмаль растрескивается и так далее.
А то можно подумать, что шероховастость извел, скорость потока подбавил и на тебе - нет АСПО (хотя это и верно во многих случаях).
Дело потоньше. АСПО могут выступать центрами кристаллизации солей. По колонне НКТ в разных местах - разный состав АСПО и так далее.
Есть вариант установка электропрогрева: прогреть НКТ и затруб. Если не получится остается только КОПС ставить
To Alexey S
В пол силы - это на исследованиях. Месторождение пока еще только планируется на запуск.
Почему предполагаем, что появится проблема:
1. Основным источником нефти будет верхний пласт, там где спущены установки ЭЦН.
2. Фонтанные скважины будут зажимать на штуцер, чтобы регулировать дебит нефти из-за малой пропускной способности УПСВ.
Исходя из выше перечисленного, вероятность образования пробки в фонтанных скважинах очень велика (это вы как раз описали ранее).
Думаю, при успешном запуске отпишусь в августе-сентябре.
Рекомендую обратиться к специалистам, например, ОАО "НИИнефтепромхим"
Подберут эффективный реагент.
Страницы