Гидратообразование

    В рабочем положении эжектор 8 опирается  на устье скважины 22, передавая на нее усилие через криволинейный элемент 16, корпус дополнительного уплотнительного узла 19 и шарнир 20, смонтированный на эксцентричной планшайбе 21.

    Устьевой  шток 17 колонны штанг, приводящих в  действие скважинный насос, соединен траверсой 12 с канатной подвеской 11. Последняя, в свою очередь, связана с головкой балансира 9 станка-качалки 10. (На схеме показана только часть переднего плеча балансирного станка-качалки.)

    Механизм  установки эжектора 8 в рабочее  положение выполнен  в виде гидравлического подъемника, состоящего из стоек 7, шарнирно соединенных с рамой 25 агрегата. Стойки 7 служат направляющими для подвижной площадки 13, на которой смонтирован эжектор 8. Перемещение площадки 13 относительно стоек 7 осуществляется гидравлическими цилиндрами (последние на рис. 2. не показаны). Рама 25 агрегата снабжена четырьмя аутригерами 23.

    Для нагнетания технологической жидкости в колонну гибких труб в процессе проведения операций подземного ремонта  агрегат оборудован насосами. Они  расположены вдоль борта транспортной базы и имеют гидропривод. Питание исполнительных органов гидропривода обеспечивается блоком насосов, приводимым в действие от коробки отбора мощности ходового двигателя транспортной базы агрегата.

    Работа  агрегата осуществляется следующим образом.   После прибытия на место из транспортного положения агрегат переводят в рабочее, для чего стойки 15 поднимаются гидроподъемниками в наклонное положение (см. рис. 2,а), а площадка 13 устанавливается на высоте, обусловленной конкретными размерами и высотой устья 22 обслуживаемой скважины. Эжектор 8 вместе с герметизатором устья 14 и криволинейным элементом 16 с дополнительным уплотнительным узлом устанавливаются на шарнире 20оборудования устья скважины. Кабина машиниста 2, укрепленная на консоли, поворачивается на 90 °(см. рис. 2,б). При этом из кабины хорошо видны и барабан 6 с укладчиком 4, и зона устья скважины с эжектором 8 и герметизатором 14 устья.

    В процессе работы агрегата гибкая труба 5 с барабана 6 через укладчик 4 направляется в эжектор 8 и подается им в герметизатор 14. При подъеме трубы укладчик 4 обеспечивает равномерную намотку трубы 5 на барабан 6.

      Рис2. Установка для спуска КГТ  в кольцевое пространство. Вид:  а – сбоку, б – сверху 

      При спуске гибкая труба 5, выходящая  из эжектора 8, через герметизатор 14 направляется в изогнутую трубу 16, дополнительный уплотнительный узел 19 и попадает в полость скважины 21. В процессе перемещения по изогнутой трубе 16 происходит упругое деформирование гибкой трубы 5. Это обеспечивается соответствующим подбором соотношения радиуса кривизны изогнутой трубы и радиуса гибкой трубы.

    Например, при использовании в качестве материала гибкой трубы малоуглеродистой стали радиус кривизны составляет 12 – 13 м. 

    Для уменьшения сил трения, возникающих при перемещении гибкой трубы внутри изогнутой трубы, ее внутренняя полость заполнена смазкой, которая подается лубрикатором 15. Истечению смазки из полости гибкой трубы препятствуют герметизатор устья 14 и дополнительное уплотнение 19.

    При выходе гибкой трубы из дополнительного уплотнения 19 ее ось приобретает прямолинейную форму в силу упругих свойств материала, из которого она изготовлена. Труба 5 спускается в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и НКТ. Спуск гибкой трубы сопровождается прокачиванием через нее технологической жидкости, обеспечивающей промывку полости скважины и прогрев НКТ. После промывки ледяной (гидратной) пробки и прогрева колонны НКТ проводится запуск привода штангового скважинного насоса (балансирный станок-качалка 10). При этом головка балансира 9 начинает качаться и перемещать канатную подвеску 11 вместе с устьевым штоком 17. В результате штанговый скважинный насос начинает откачку пластовой жидкости, которая поднимается по внутренней полости НКТ.

    Конструкция предлагаемого устройства позволяетэксплуатировать скважину штанговым насосом и одновременно осуществлять промывку кольцевого пространства технологической жидкостью до тех пор, пока скважина не выйдет на стационарный режим. Далее, не прекращая работы скважинного насоса, проводится подъем колонны гибких труб, демонтируется эжектор, и агрегат подземного ремонта удаляется со скважины.

    2.2 СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ГАЗОГИДРАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 

    Автор(ы):  Шарифуллин Р.Я.; Дыбленко В.П.; Усенко В.Ф.

    Патентообладатель(и):  Шарифуллин Ришат Яхиевич 

    Изобретение относится к нефтегазодобывающей  промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, а также газовых и газоконденсатных, осложненных газогидратообразованием, отложениями парафина, солей, может также быть использовано при сборе, подготовке и транспортировке нефти, газа и газоконденсата.

    Известны  способы предотвращения гидратообразования путем повышения температуры  или изменения давления. Недостатками известных способов являются очень большие затраты энергии, большие технические и технологические сложности, связанные с расположением забойных нагревателей в скважине и подводом к ним энергии, несовместимость с определенными технологическими процессами освоения и добычи продукции из скважин.

    Прототипом  является способ предотвращения образования  газогидратных отложений в нефтяных и газовых скважинах [1] включающий определение глубины расположения начала зоны возможного газогидратообразования и введение в движущиеся потоки ингибиторов гидратообразования.

    Недостатками  данного способа являются недостаточно высокая эффективность предотвращения образования твердых газогидратных  отложений в стволах нефтедобывающих  скважин, большие материальные затраты, связанные с высокой стоимостью и значительным общим расходом высокоэффективных ингибиторов (типа метанола), необходимостью создания и использования сложных систем регенерации насыщенных растворов и систем сбора ингибитора с целью уменьшения безвозвратных потерь, их высокая токсичность, ограниченные технологические возможности применения относительно недорогих ингибиторов (типа растворов хлористого кальция), вызываемая ими коррозия оборудования, угроза безопасности обслуживающего персонала и окружающей среды, значительные сложности осуществления способа.

    Целью изобретения является повышение  эффективности предотвращения образования  сплошных газогидратных пробок в  технологических коммуникациях  и скважинах, уменьшение материальных затрат, упрощение технологии реализации способа и расширение диапазона его применимости по геолого-физическим условиям и категориям скважин, устранение опасности повышенной коррозии оборудования и поражения обслуживающего персонала и окружающей среды.

    Поставленная  цель достигается тем, что в известном способе, включающем определение глубины расположения по стволу скважины начала зоны возможного газогидратного образования, на этой глубине осуществляют инициирующее воздействие на движущуюся газоводяную или нефтегазоводяную смесь низкочастотными упругими колебаниями.

    Как известно, процесс образования газогидратов происходит с выделением большого количества энергии, что проявляется, например, в разрывах стальных труб, разрушении и перемещении больших массивов горных пород при внезапных выбросах в шахтах и т.д. В отличие от известных способов воздействия с целью предотвращения газогидратообразования, направленных на смещение термодинамических условий против протекания естественных физических процессов, суть предлагаемого изобретения состоит в использовании воздействия, направленного в сторону протекания реакции гидратообразования и использующего для достижения эффекта накопленную естественную энергию.

    В условиях скважины, когда происходит движение газоводяной или нефтегазоводяной смеси по трубам, на определенной глубине, в зависимости от распределения температуры и давления по стволу скважины, достигаются необходимые термодинамические условия газогидратообразования. Тем не менее, в этом месте образования газогидратного вещества как правило, не происходит. Это обусловлено тем, что для зарождения кристаллов газогидрата необходимо наличие добавочного внешнего воздействия либо возмущения, вызываемого, например, активным поверхностным центром. Как показывает анализ осложнений, связанных с газогидратообразованием в скважинах, движущаяся по трубе смесь переходит в неравновесное состояние, аналогичное состоянию переохлажденной жидкости, и на некотором расстоянии по длине трубы, нередко довольно большом, от отмеченной глубины возможного газогидратообразования, при возникновении естественного возмущения (местного сужения трубы, образованного, например, отложениями парафина) или активных центров газогидратообразования (структурированных граничных слоев вблизи поверхности металла или парафина) на твердой поверхности происходит образование и интенсивный рост крупных газогидратных агломератов. При этом виксеры растут от основания, обуславливая развитие кристаллического давления и закупоривание сечения трубы глухой кристаллической пробкой.

    Воздействие низкочастотными упругими колебаниями инициирует и интенсифицирует процесс образования газогидратного вещества в условиях, когда газогидрат может образовываться из смеси газа и воды [2, 3, 4]

    В предлагаемом способе воздействие  на глубине возможного гидратообразования низкочастотными упругими колебаниями на способную к гидратообразованию движущуюся смесь инициирует процесс зарождения кристаллов газогидрата, при этом, из-за отсутствия на данной глубине неравновесности и ускорения реакции газогидратообразования гидратное вещество образуется сразу во всем объеме движущейся смеси в виде мелких несвязанных кристаллов ("газогидратного снега") [3] Движение смеси по стволу скважины вместе со взвешенными кристаллами газогидрата продолжается и при прохождении мест, где могла бы в обычных условиях образоваться сплошная газогидратная пробка (парафиновых сужений и т.д.) газогидратообразующая способность смеси оказывается выработанной. Взвешенные в смеси кристаллические частицы не обладают способностью прилипать к стенкам трубы и образовывать твердые сплошные скопления и закупоривания сечения трубы не происходит на всем возможном интервале гидратообразования. При дальнейшем движении с выходом за интервал газогидратообразования взвешенное кристаллическое вещество растворяется.

    Таким образом, реализация указанных в предлагаемом способе операций позволяет эффективно с минимальными затратами энергии, материальных и технических средств предотвращать образование твердых газогидратных отложений и пробок при добыче продукции из нефтегазовых скважин.

    Данный  способ может также эффективно применяться  для предотвращения осложнений, связанных  с газогидратообразованием при  транспортировке водогазовых и  водогазонефтяных смесей по трубам, где  воздействие низкочастотными упругими колебаниями на движущуюся смесь будет происходить также в месте возможного начала гидратообразования на длине трубы.

    Способ  осуществляется следующим образом.

    В нефтегазодобывающей скважине определяют известными методами глубину расположения начала зоны возможного газогидратообразования. Поднимают колонну насосно-компрессорных или фонтанных труб, по которым производится подъем нефтегазоводяной смеси на устье, и на длине трубы, соответствующей глубине начала зоны возможного гидратообразования, внутри трубы устанавливают устройство, производящее инициирующее низкочастотное колебательное воздействие, например, скважинный гидравлический генератор конструкции "АРМС-МЕДИТ" НИИ "Нефтеотдача", работающий на энергии движущегося потока газожидкостной смеси и продуцирующий низкочастотные колебания давления на частотах (30-100) Гц, с амплитудой (2-5) МПа.

    Колонну труб вместе с установленным в  требуемом месте генератором, а  также другим штатным проектно-эксплуатационным оборудованием (ЭЦН и т.д.) опускают в скважину, осуществляют необходимые пусковые работы и вводят скважину в разработку. При движении газонефтеводяной смеси по трубе генератор производит интенсивные низкочастотные упругие колебания в движущейся смеси и таким образом реализуются необходимые операции предлагаемого способа.

    Пример конкретного осуществления. Реализация способа дана на примере Талинского месторождения Западной Сибири. По проекту разработки производится откачка нефти из скважин погружными центробежными электронасосами (ЭЦН) с глубины 2100 2600 м. Добываемая из скважин жидкость содержит большое количество углеводородного газа и воды и при подъеме на устье проходит низкотемпературные зоны вечной мерзлоты, в связи с чем эксплуатация скважин существенно осложняется образованием газогидратных пробок на глубинах 300 - 400 м. Предварительные исследования показали, что на выбранной добывающей скважине глубина возможного начала гидратообразования составляет 220 м. Генератор конструкции "АРМС-МЕДИТ" НИИ "Нефтеотдача" устанавливается внутри колонны 73 мм (2,5") НКТ на длине, соответствующей данной глубине, и производится откачка пластовой жидкости при помощи ЭЦН, установленным на НКТ на глубине 1600 м с расходом 30 т/сут. Генератор, работая на потоке протекающей по НКТ жидкости, с подобным расходом развивает, как показывают предварительные стендовые исследования, амплитуду колебаний давления 1,6 МПа на частоте 60 Гц. Подобный режим эксплуатации обеспечивает предотвращение образования сплошных газогидратных сужений и пробок в стволе скважины и НКТ во время разработки