Приложение I (справочное). Аспекты обеспечения стабильности потока

Приложение I
(справочное)

Аспекты обеспечения стабильности потока

I.1 Проблемы обеспечения стабильности потока

I.1.1 Целью настоящего приложения является предоставление общей информации по проблемам обеспечения стабильности потока, которые влияют на экономику добычи углеводородов с использованием СПД, включая использование многофазного транспорта.

I.1.2 Термин "обеспечение стабильности потока" является общепринятым и охватывает широкий круг вопросов, связанных с транспортом продукции. Как правило, к ним относятся:

- образование гидратов;

- образование парафина;

- образование асфальтенов;

- эмульсии;

- вспенивание;

- образование отложений;

- вынос песка;

- образование газожидкостных пробок;

- вопросы, связанные с выбором материалов.

I.1.3 Поскольку перечисленные вопросы непосредственно связаны либо с конкретным коллектором, либо со свойствами флюида разрабатываемого месторождения, то при освоении нового промысла требуется тщательная оценка потенциального влияния каждой из указанных проблем. Особенно это касается СПД, расположенных далеко от главного сооружения и/или на большой глубине, так как упомянутые выше проблемы усугубляются под действием низких температур в эксплуатационных линиях и райзерах, которые связывают подводную устьевую арматуру/манифольд с главным сооружением.

I.1.4 Возможно, в будущем применение новых подводных технологий может исключить или уменьшить влияние многих из перечисленных факторов на обеспечение потока. Однако в настоящее время перечисленные выше факторы являются решающими при определении стоимости освоения месторождения и для оценки возможности применения СПД при разработке месторождения.

I.1.5 Каждая разработка нового месторождения с применением СПД должна пройти первоначальную оценку с целью определения потенциального влияния каждой из перечисленных выше проблем на эксплуатационные характеристики системы. Эту оценку следует проводить на более ранней стадии планирования для выявления ключевых факторов, влияющих на уязвимость системы. Оценка должна охватывать систему в целом от перфорации забоя до технологических установок на главном сооружении/буровой платформе. Необходимо рассматривать полный эксплуатационный цикл разработки, включающий:

- монтажные работы;

- ввод в эксплуатацию;

- повседневные операции;

- ремонт и техническое обслуживание под водой;

- вывод из эксплуатации.

I.1.6 Для каждого конкретного месторождения на решение проблем обеспечения стабильности потока могут оказывать влияние различные факторы, включая:

- гидростатический напор в эксплуатационных трубопроводах или райзерах для заканчивания скважин при добыче и закрытии скважины;

- теплопроводность грунтов морского дна;

- профиль температуры на морском дне;

- профили температуры по глубине воды и в воздухе для райзеров и технологических трубопроводов на главной/буровой платформе;

- профиль морского дна;

- плановые и случайные изменения расхода в отдельных линиях, например, вследствие естественного снижения дебита, переключения одной из скважин на испытательную линию, закрытия скважины из-за механической неисправности и т.д.;

- изменения свойств пласта и/или извлекаемого флюида в течение срока службы оборудования, например, снижение пластового давления, начало выноса песка, увеличение добычи воды, изменение газового фактора и т.д.;

- химическая совместимость закачиваемых в поток добываемой продукции реагентов.

Примечание - На практике для обеспечения совместимости химических реагентов в СПД лучше использовать одного поставщика, это облегчит проведение испытаний на совместимость.

I.1.7 Для факторов обеспечения стабильности потока, которые могут существенно повлиять на производительность системы на каком-либо этапе разработки месторождения, требуется дальнейшая оценка с целью прогнозирования уровня возможных проблем, а также разработки мер по предотвращению возможных проблем и борьбе с этими факторами.

I.1.8 Такая оценка должна выполняться командой, включающей специалистов в различных областях, которая сможет применить экспертные знания для всех этапов разработки месторождения - от заканчивания и очистки скважины до текущей эксплуатации и окончательной ликвидации.

I.1.9 В оценке влияния факторов обеспечения стабильности потока для любой добывающей системы всегда присутствуют два ключевых элемента:

- точное понимание свойств добываемых флюидов. Как правило, это понимание базируется на серии эмпирических наблюдений и измерений образцов флюидов, отбираемых на разведочной стадии проекта;

- способность точного моделирования потока флюида от коллектора до главного сооружения, включая прогноз превалирующих режимов потока, а также подробные профили давления и температуры для неустановившегося и установившегося режимов.

I.1.10 Модель потока флюида обычно создается после бурения разведочных скважин и затем изменяется по мере поступления новой информации. Необходимо уделять должное внимание определению требований к программе отбора проб флюида из разведочных скважин еще до начала бурения, поскольку после ухода буровой установки недостатки этой программы уже невозможно исправить. Полученные в результате выполнения программы отбора проб данные используются для оптимизации будущих эксплуатационных сооружений.

I.1.11 Сочетание свойств флюида с моделью потока через систему должно обеспечить достаточное количество данных для всесторонней оценки потенциальных проблем с обеспечением стабильности потока. После того, как такая оценка сделана, необходимо создать и регулярно обновлять рабочую стратегию, которая должна охватывать следующие элементы:

- превентивные меры для предотвращения/минимизации осаждения твердых частиц и т.д.;

- корректирующие меры по выходу из ситуаций, если такое осаждение произошло;

- борьбу с образованием пробок, в случае их возникновения;

- методологию для увеличения или снижения дебита;

- методологию останова (планового и внепланового) и пусков (в условиях низких и высоких температур, под давлением или при разгерметизации);

- процессы мониторинга для подтверждения того, что система работает в соответствии с проектом;

- методы испытания подводных и внутрискважинных предохранительных клапанов;

- методы проведения типовых испытаний скважин.

I.1.12 Сложность и стоимость мероприятий по ликвидации проблем обеспечения стабильности потока в случае их возникновения (например, удаление отложений, изменение конструкции оборудования после начала добычи и т.д.), в сочетании с сопутствующей потерей производительности, должны быть приняты во внимание при оценке различных вариантов с экономической точки зрения и с точки зрения рисков. В некоторых случаях целесообразно применить стратегию небольших инвестиций, которая предлагает ограниченную эксплуатационную гибкость и имеет более высокий риск прекращения добычи.

I.1.13 В следующих подразделах представлена информация по каждой из упомянутых проблем при обеспечении стабильности потока. Приведенная информация не является всеобъемлющей и не может служить заменой соответствующих знаний экспертов в каждом конкретном случае.

I.2 Проблемы образования гидратов

I.2.1 Образование гидратов

I.2.1.1 Газовые клатраты или гидраты представляют собой кристаллические соединения, которые образует вода вокруг молекул газа, например, метана, этана, пропана, изобутана, углекислого газа и сероводорода.

I.2.1.2 При наличии молекул газа и воды гидраты формируются при низких температурах и определенном высоком давлении. Присутствие углекислого газа, азота, сероводорода, нефти и растворенной соли может значительно изменить условия гидратообразования для конкретного пластового флюида.

I.2.1.3 Гидраты растут как кристаллы и, в конечном счете, образуют крупные агломераты. Их плотность аналогична плотности льда и не зависит от давления. Образование гидратов не ограничивается газовыми системами, так как гидраты могут образовываться в любой многофазной системе, в которой присутствует какое-то количество газа, включая систему с тяжелой нефтью. Гидраты могут напоминать рыхлый коричневый снег в нефтяных системах и твердый белый лед в газовых системах. Однако делать какие-либо обобщения очень трудно, так как природа каждого гидрата зависит от ряда факторов, в том числе: состава флюида, типа гидрата, режима потока и температуры.

I.2.1.4 Гидраты в углеводородных системах могут привести к падению давления в НКТ и выкидных линиях и, в крайнем случае, к полной остановке потока. Гидраты образовываются в жидкости и затем формируют агломераты в местах, ограничивающих поток, например в штуцерах. После формирования такие пробки могут расти в длину на десятки метров.

I.2.1.5 Хотя формирование гидратов может начаться при определенных значениях температуры и давления, гидратные пробки не обязательно образуются в этих условиях. Наблюдения показывают, что более низкие температуры и более высокие давления не обязательно ведут к образованию гидратных пробок, поэтому прогноз образования пробок, выполняемый с использованием специальных кривых гидратообразования, может показать приемлемость использования системы обычной конструкции.

I.2.1.6 Надежность прогноза образования гидратов в значительной мере зависит от точности данных о составе пластового флюида (включая соленость пластовой воды) и качества моделирования профилей давления и температуры для всей системы. Таким образом, для разработки надежной и рентабельной стратегии управления гидратами необходимо составить как можно более корректную модель и иметь точные данные по составу флюида.

I.2.2 Предотвращение образования гидратных пробок

I.2.2.1 Общие положения

Ниже приведено описание четырех наиболее часто используемых подходов к предотвращению образования гидратных пробок в системах транспортирования углеводородов.

I.2.2.2 Механический контроль

Для удаления кристаллов гидратов с внутренних стенок выкидных линий и воды из пониженных участков могут использоваться СОД трубопровода.

I.2.2.3 Регулирование температуры

Для предотвращения гидратообразования можно использовать пассивные и активные средства сохранения и/или увеличения тепла в системе.

Пассивные средства терморегулирования включают использование термоизоляции для НКТ и выкидных линий, а также заглубление выкидных линий в грунт. Указанные меры применяются для сохранения параметров системы за пределами кривой образования гидратов при установившемся режиме потока. Методы сохранения тепла также уменьшают скорость охлаждения трубопроводов, увеличивая время, в течение которого можно перезапустить систему, снизить в ней давление, либо удалить гидратообразующие флюиды до начала образования гидратов.

Время охлаждения системы зависит как от характеристик термоизоляции, так и от теплоемкости самой системы и окружающей среды. Некоторые материалы (например, азот) являются хорошей термоизоляцией благодаря их низкой плотности и удельной теплопроводности, но они могут иметь низкую теплоемкость, из-за чего система быстро остывает при остановке добычи, сокращая тем самым возможное время реагирования. Подобным образом использование насосно-компрессорной колонны с вакуумной изоляцией позволяет поддерживать температуру потока на более высоком уровне, но одновременно ограничивает нагрев обсадных колонн и окружающей породы. В результате этого уменьшается время охлаждения при закрытии скважины.

Активные методы контроля тепла включают электрический нагрев (кондуктивный или индуктивный) выкидной линии или циркуляцию горячего флюида через соседние линии в связке труб. Часто эти средства не позволяют гидратам образовываться в выкидной линии даже при остановке добычи на длительный период, исключая, таким образом, необходимость принятия мер по устранению гидратных пробок.

I.2.2.4 Закачка химреагентов. Ингибиторы гидратообразования

Ингибиторы гидратообразования, например, метанол и моноэтиленгликоль (МЭГ), снижают температуру разложения гидратов за счет объединения со свободной водой в скважинном потоке. Поэтому, чем выше содержание воды, тем больше требуется метанола/гликоля для достижения необходимого уровня снижения температуры разложения гидрата. Таким образом, для достижения значительного эффекта требуется большое количество ингибитора (относительно расхода добываемой воды), например, от 10 % до 60 %.

По массе гликоль менее эффективен в качестве ингибитора по сравнению с метанолом. Кроме того, гликоль имеет значительно более высокую вязкость, чем метанол, поэтому его труднее прокачивать на большие расстояния. Высокие потери напора на трение в протяженных линиях закачки химреагентов являются причиной того, что другие более вязкие термодинамические ингибиторы, например, ДЭГ и ТЭГ, обычно не используются в подводных системах.

Метанол является более опасным реагентом, чем гликоль с точки зрения транспортирования и хранения. Он также более агрессивен к материалам, например, сальникам в нагнетательных насосах, клапанах и фитингах. В зависимости от материалов конструкции, периода времени и давления флюида метанол может проникать через термопластические шланги в шлангокабелях. В результате происходит загрязнение флюида в смежных гидравлических линиях управления и/или утечка метанола в окружающую среду.

Обычно ингибиторы гидратообразования закачиваются в поток на устье скважины. В некоторых системах рекомендуется подавать ингибиторы в ствол скважины ниже точки, в которой гидраты остаются стабильными с учетом природного геотермального градиента.

Очевидно, что закачка в НКТ в точке ниже подводного предохранительного клапана создает потенциальный путь утечки, минуя клапан, поэтому данный вопрос подлежит внимательному рассмотрению при проектировании скважины.

Часто, в случае применения ингибиторов гидратообразования в большом количестве, не уделяется должного внимания проблеме выпадения соли из пластовой воды или соляного раствора, использованного для заканчивания скважины. Следует оценить возможность возникновения такой проблемы, а метанол/гликоль необходимо закачивать с таким расходом, чтобы поддерживать концентрацию растворенных солей ниже предела растворимости.

Важное преимущество непрерывной подачи ингибитора гидратообразования заключается в том, что если закачивается большой объем ингибитора, то система выкидных линий всегда будет содержать его в достаточном количестве, поэтому режимы остановки и пуска скважин не создадут условий для образования гидратов. С другой стороны, для полного решения проблемы требуется изоляция выкидных линий и периодическая закачка химреагентов или нагрев линии.

Высокая стоимость таких ингибиторов гидратообразования в сочетании с необходимыми большими объемами, и тот факт, что имеются потери ингибитора за счет уноса с углеводородами в газообразной и жидкой фазах, устанавливают естественные пределы их рентабельности.

I.2.2.5 Закачка химреагентов. Ингибиторы гидратообразования низкой дозировки

Для снижения объема используемых ингибиторов гидратообразования в настоящее время разработано большое количество разнообразных ингибиторов гидратообразования с низкой дозировкой. Эти реагенты обычно закачиваются в поток на устьевой арматуре и, как правило, смешиваются с несущим флюидом (например, метанолом), чтобы получить концентрацию от 1 % до 10 % (массовой доли) в водной фазе. Такие реагенты можно разделить на три основных класса.

a) Ограничители образования центров кристаллизации (также известные как пороговые ингибиторы образования гидратов, где под термином "пороговое значение" подразумевается такая концентрация ингибитора в жидкой фазе, выше которой в системе гидраты не образуются, или кинетические ингибиторы образования гидратов) - это полимеры, которые замедляют формирование кристаллов гидрата за счет торможения образования связей между молекулами воды. Эти реагенты нуждаются в придании им определенных свойств в каждом конкретном случае путем проведения испытаний с использованием проб скважинных флюидов, так как они не могут работать во всех ситуациях, а точных прогнозных моделей не существует.

Ограничители образования центров кристаллизации могут оказаться неэффективными в случае необходимости предотвращения образования гидратов в течение длительного периода закрытия скважины, а их эффективность в системе потока может понизиться в зависимости от степени охлаждения. Однако присутствие воды не влияет на их эффективность.

b) Модификаторы роста (также известные как кинетические ингибиторы образования гидратов) являются более крупными полимерами, чем ограничители образования центров кристаллизации. Они работают за счет обволакивания кристаллов гидрата и предотвращают, таким образом, их рост. Их эффективность в системе потока может понизиться в зависимости от степени охлаждения. Однако присутствие воды не влияет на их эффективность.

Эти реагенты нуждаются в придании им определенных свойств в каждом отдельном случае путем проведения испытаний с использованием проб скважинных флюидов, так как они не могут работать во всех ситуациях, и нет точных прогнозных моделей.

c) Антиагломеранты (также известные как диспергирующие присадки) работают за счет образования водной эмульсии в углеводородной жидкости с ростом кристаллов гидратов в каплях воды. Однако эти кристаллы не могут группироваться и образовывать крупные агломераты и, следовательно, закупоривать линии. Эмульсии могут разрушаться за счет нагрева флюида на главном сооружении.

Эти химреагенты не зависят от уровня охлаждения, но для работы им нужно присутствие жидкой фазы. При этом углеводородная фаза должна быть преобладающей, т.е. содержание воды должно быть менее 40 % - 50 %. Эти реагенты нуждаются в придании им определенных свойств в каждом отдельном случае путем проведения испытаний с использованием проб скважинных флюидов, так как они не могут работать во всех ситуациях, и нет точных прогнозных моделей.

В то время как все упомянутые выше методы могут применяться по отдельности, общепринятой практикой является одновременное применение двух или более методов. Например, термоизоляция выкидной линии, предназначенная для предотвращения образования гидратов в установившемся режиме, может быть совмещена перед перезапуском системы с закачкой метанола/МЭГ для ингибирования зон, склонных к образованию гидратов.

I.2.2.6 Более редкие методы предотвращения образования гидратов

Образование гидратов может быть также предотвращено путем отделения и удаления воды из потока продукции. Этот подход является общепринятым для идущих от платформы газопроводов, но для подводной системы требуется использование подводного сепаратора и закачка отсепарированной воды в пласт или ее сброс.

Образование гидратов может быть также предотвращено за счет сепарации гидратообразующих молекул, например, путем сепарации газожидкостных смесей. Для газопроводов требуется использование химических ингибиторов, а транспортирующие жидкость (содержащую нефть и воду) трубопроводы нормально работают без образования гидратов благодаря отсутствию гидратообразующих компонентов. Для применения этого метода в подводных условиях требуется подводная сепарация газожидкостных смесей и откачка жидкости.

I.2.2.7 Предотвращение образования гидратов при остановке скважины

I.2.2.7.1 Вытеснение флюида

В зависимости от причины остановки скважины можно вытеснять флюид из выкидных линий до его охлаждения ниже температуры образования гидратов.

I.2.2.7.2 Сброс давления в системе

В зависимости от причины остановки скважины можно сбросить давление в системе до ее охлаждения ниже температуры образования гидратов.

На возможность эффективно сбросить давление многофазного потока в глубоководной системе "выкидная линия/райзер" влияет наклон выкидной линии.

Если выкидная линия направлена вверх, то напора жидкости, остающейся в выкидной линии/райзере после прекращения работы и снижения давления, может быть достаточно для формирования гидратов на нижнем конце выкидной линии при охлаждении системы.

Если выкидная линия направлена вниз, жидкость стекает к основанию райзера и образует пробку, которая не позволяет газу попадать в систему во время снижения давления. Этот газ остается в выкидной линии и, следовательно, давление может оставаться выше условий образования гидратов. Данная ситуация усложняется при добыче флюида с высоким газовым фактором.

I.2.3 Методы борьбы с гидратообразованием

I.2.3.1 Общие положения

Основные методы борьбы с гидратами включают снижение давления, нагрев и закачку химреагентов.

I.2.3.2 Снижение давления

Снижение давления в выкидной линии в настоящее время является наиболее распространенным методом устранения гидратных пробок. Следует проявлять чрезвычайную осторожность при снижении давления в газопроводе, так как перепад давления на гидратной пробке может придать ей большую скорость, что может привести к большим механическим повреждениям газопровода. Этого можно избежать, используя оборудование для стравливания давления одновременно с двух сторон пробки.

Потенциальные трудности снижения давления в глубоководной многофазной системе - "выкидная линия/райзер", как было замечено выше (в отношении предотвращения образования гидратов), остаются актуальными и при удалении образовавшихся гидратов. В некоторых системах преодоление этих трудностей возможно за счет конструктивных решений или соответствующего управления системой, однако, в первую очередь, следует уделять внимание мерам, направленным на предотвращение образования гидратов.

I.2.3.3 Применение нагрева

Гидратные пробки можно растопить, нагревая выкидную линию. Если выкидные линии соединены в связку, то линию с гидратами можно нагреть за счет циркуляции горячего флюида в соседних линиях. Это требует использования специального оборудования на ВС.

Для удаления гидратных пробок может быть также применен электрический нагрев (кондуктивный или индуктивный) выкидных линий. Для этого на трубопроводе необходимо специальное оборудование.

Выкидная линия может нагреваться за счет экзотермической химической реакции, но данный метод требует закачки специальных химреагентов в район расположения гидратной пробки, что не всегда возможно, так как линия может быть полностью блокирована гидратной пробкой.

Тепловые методы удаления гидратных пробок могут привести к значительному повышению давления за счет освобождения газа из гидратной пробки, поэтому при планировании такой операции требуется соблюдать меры безопасности.

I.2.3.4 Закачка химреагентов

Закачка химреагентов для растворения гидратной пробки является обычно единственной альтернативой, если гидраты еще не полностью закупорили линию и имеется возможность транспортирования химреагентов в зону образования гидратов. Начало процесса образования гидратов часто можно установить, фиксируя падение давления в выкидной линии.

Для разложения гидратных пробок метанол является более эффективным ингибитором по сравнению с гликолем, так как небольшие молекулы метанола быстрее вступают в реакцию с поверхностью гидрата.

Так как любое месторождение является уникальным с точки зрения свойств флюидов, протяженности выкидных линий, глубины воды и ряда других факторов, которые могут влиять на образование гидратов (за счет стоимости термоизоляции выкидных линий, стоимости химреагентов, возможности их хранения и ограничений при закачивании), то ни один из методов не может считаться универсальным и подходящим для любого месторождения. Выбор наилучшей системы является компромиссом между стоимостью мер по предотвращению образования и удалению гидратных пробок и риском прекращения добычи. Как правило, на газовых и газоконденсатных трубопроводах термоизоляция не используется, поэтому в эти линии требуется непрерывная закачка химреагентов. И напротив, трубопроводы для транспортировки нефти и многофазного потока, как правило, изолируются, при этом реагенты в них закачиваются перед закрытием скважины и во время ее пуска.

При проектировании системы следует учитывать необходимость отделения из потока токсичных ингибиторов и их последующего восстановления.

I.3 Проблемы, связанные с парафинами

I.3.1 Образование парафинов

I.3.1.1 Парафины с большим молекулярным весом выпадают в сырой нефти либо из-за потери легких фракций, либо из-за понижения температуры нефти.

I.3.1.2 Парафины имеют структуру с нормальной, разветвленной и циклической цепью, причем углеродное число находится в пределах от С15 до С70+. Температура плавления парафина увеличивается с возрастанием углеродного числа, а растворимость в сырой нефти уменьшается с увеличением этого показателя.

I.3.1.3 Растворимость парафина скорее определяется температурой, чем давлением, при этом присутствие воды оказывает незначительное влияние.

I.3.1.4 При выпадении в добычных системах парафины могут вызвать следующие проблемы:

- отложение на внутренних поверхностях трубопроводов, которое приводит к перепаду давления в зоне отложений, ограничению потока и возможной закупорки линии;

- увеличение вязкости флюида, требующее увеличения давления для транспортирования сырой нефти;

- возможность превращения нефти в гель в протяженных выкидных линиях в случае длительной остановки скважины, что потребует существенного увеличения давления при возобновлении прокачки нефти.

I.3.1.5 Вероятность выпадения парафинов определяется их содержанием в сырой нефти. Другие факторы, например, присутствие асфальтенов, могут также влиять на выпадение парафинов, поэтому содержание парафинов не всегда является единственным определяющим фактором.

I.3.1.6 В то время, как выпадение парафинов является, как правило, обратимым процессом, при низких значениях температуры и давления могут возникать необратимые взаимодействия парафинов с другими компонентами сырой нефти, например, асфальтенами.

I.3.1.7 Температура начала кристаллизации парафинов (также известная как температура помутнения) - это температура, при которой образуются первые кристаллы парафина по мере охлаждения сырой нефти. Температура застывания - это температура, при которой прекращается движение потока сырой нефти.

I.3.1.8 Отложение парафинов может происходить на холодных металлических поверхностях, даже когда объемная температура сырой нефти выше температуры начала кристаллизации парафинов. Парафин, только что осажденный на стенках трубы, является мягким и может легко сниматься и уноситься потоком, не вызывая значительных проблем. Однако со временем, по мере того, как более тяжелые компоненты продолжают диффундировать в направлении холодной стенки трубы, парафин будет затвердевать, что потребует применения более радикальных средств для его удаления.

I.3.1.9 Для прогнозирования места и времени образования парафинов необходимо знать точное значение температуры начала кристаллизации, определить профиль добычи и построить термическую модель системы. К сожалению, на практике измерить температуру начала кристаллизации парафинов достаточно сложно даже в лабораторных условиях. Подобное измерение зависит в значительной степени от качества пробы и применяемого метода.

I.3.1.10 Для получения лучшей оценки действительной температуры начала кристаллизации парафинов необходимо соблюдение следующих условий:

- проба должна как можно более точно отражать параметры добываемого флюида (анализ сырой нефти может показать увеличенные на несколько градусов значения температур помутнения и застывания из-за потери нефтью легких фракций, поэтому лучше, при возможности, осуществлять отбор пробы на забое скважины);

- пробы требуют осторожного обращения, во избежание потерь компонентов при транспортировании и т.д.;

- для измерения температуры начала кристаллизации парафинов следует использовать не меньше двух из нескольких доступных методов, поскольку каждый метод имеет свои ограничения и погрешности.

I.3.1.11 При наличии соответствующих проб в дополнение к определению температуры начала кристаллизации парафинов в условиях окружающей среды, эту температуру следует определить в условиях пласта, в выкидной линии и сепараторе.

I.3.1.12 Необходимо провести анализ состава сырой нефти и впоследствии использовать его вместе с моделью отложения парафинов для прогнозирования поведения парафиновой фазы и режима отложения. Однако в настоящее время эти модели в основном пригодны только в условиях однофазного транспорта.

I.3.1.13 В некоторых случаях желательно определить вязкость сырой нефти и давление, необходимое для начала транспортирования для различных условий.

I.3.2 Методы борьбы с парафинами

I.3.2.1 Общие положения

Существуют различные методы борьбы с парафинами, которые можно разделить на четыре основных класса, описание которых дано ниже.

I.3.2.2 Механические методы

СОД, инструменты, спускаемые на канате, инструменты TFL и гибкие трубы используются для предотвращения роста парафинов и их удаления с внутренних стенок НКТ и выкидных линий.

I.3.2.3 Регулирование температуры

Пассивные методы терморегулирования, такие как использование загущенной надпакерной жидкости, вакуумная изоляция насосно-компрессорной колонны и термоизоляция выкидной линии, могут быть использованы для предотвращения отложения парафина. Активные методы, такие как циркуляция горячей жидкости в связке труб или прямой электрический нагрев выкидной линии, используются для предотвращения образования и удаления отложений парафина.

В настоящее время используется метод, основанный на выделении тепла при экзотермической реакции двух реагентов в точке образования парафинов.

I.3.2.4 Вытеснение флюида

При плановых остановках возможно вытеснять добываемый флюид из выкидных линий до того, как его температура опустится ниже температуры начала кристаллизации парафинов.

I.3.2.5 Закачка химреагентов

I.3.2.5.1 В настоящее время для борьбы с образованием парафинов используются следующие химические реагенты:

- модификаторы кристаллов парафинов (или ингибиторы) используются для предотвращения отложения парафина. Они являются эффективными только в том случае, если закачка выполняется непрерывно и температура в точке закачки выше температуры начала кристаллизации парафинов;

- для предотвращения отложения парафина или удаления существующих отложений могут быть использованы поверхностно-активные вещества (или диспергаторы). Данный метод требует непрерывной закачки реагента;

- для разжижения отложений парафина могут использоваться растворители, например, конденсат, дизельное топливо, ксилол и сероуглерод. Этот метод предполагает дозированную закачку химикатов.

I.3.2.5.2 Периодическая обработка требует выдерживать систему в течение определенного времени и, следовательно, необходимо останавливать добычу. В некоторых случаях для газлифтных скважин непрерывное нагнетание реагента осуществляется за счет его подачи в газ системы газлифта.

I.3.2.5.3 Необходимо, чтобы используемые для обработки реагенты были совместимыми с другими применяемыми в системе реагентами. Например, растворители парафина и диспергаторы могут растворять защитные пленки, образованные ингибиторами коррозии. Модификаторы кристаллов парафина являются наиболее эффективными с точки зрения их рентабельности и не влияют на эффективность ингибиторов коррозии.

I.3.2.5.4 При составлении плана мер по обеспечению стабильности потока следует принимать во внимание факторы, которые могут изменять возможность образования парафина в процессе эксплуатации месторождения. К этим факторам относятся:

- изменение со временем пластовых условий, которые оказывают влияние на возможность отложения парафина в определенных частях системы;

- обработка скважин и программы нагнетания реагентов не должны приводить к изменениям, способствующим отложению парафина. Особого внимания требуют закачиваемые в поток химреагенты, например, ингибиторы коррозии и эмульсии;

- увеличенное содержание воды может оказать негативное влияние на реализацию программы непрерывной закачки реагентов для обработки парафиновых отложений. В то же время это обстоятельство может облегчить борьбу с образованием парафинов за счет увеличения температуры текучести нефти;

- газлифт, как правило, снижает температуру текучести нефти и может способствовать отложению парафинов;

- парафины могут взаимодействовать с асфальтенами и вместе с ними при определенных условиях выпадать в осадок. Поэтому, в любой программе борьбы с выпадением парафинов необходимо учитывать потенциальную возможность взаимодействия между парафинами и асфальтенами.

I.4 Проблемы, связанные с асфальтенами

I.4.1 Образование асфальтенов

I.4.1.1 Асфальтены - это органические твердые вещества, которые выделяются подобно кристаллам парафина и в условиях промысла визуально трудно отличимы от парафинов. Асфальтены отличаются от парафинов по химическому составу и для борьбы с ними следует использовать другие методы.

I.4.1.2 Асфальтены являются фракцией сырой нефти, которая не растворяется в легких нормальных алканах, но растворяется в ароматических растворителях. Их действительный состав зависит от условий, при которых они выпадают в осадок.

I.4.1.3 Асфальтены присутствуют в большинстве марок сырой нефти и стабилизируются в присутствии смол, которые образуют слой вокруг асфальтеновых частиц. Молекулы смолы схожи с молекулами поверхностно-активных веществ с полярными группами, которые притягиваются к полярным группам в асфальтенах и других молекулах парафина, растворимых в сырой нефти.

I.4.1.4 Асфальтены выпадают хлопьями при нарушении равновесия между асфальтенами и смолами и отделении смол от асфальтенов. Равновесное состояние сырой нефти может быть нарушено под действием значительного перепада давления. Кроме того, к выпадению асфальтенов приводят такие факторы, как перемешивание разных марок сырой нефти, использование газлифта, закачивание в пласт смешивающихся с нефтью жидкостей, закачка СO ₂ и кислотная обработка призабойной зоны.

I.4.1.5 Изменения температуры могут приводить к выпадению хлопьев, так как прочность полярных взаимодействий между асфальтенами и смолами уменьшается по мере увеличения температуры. Однако это компенсируется увеличением растворимости асфальтенов в сырой нефти с ростом температуры. Поэтому, зная точный состав сырой нефти и прогнозируя изменение температуры, можно определить моменты, когда выпадение хлопьев увеличивается и затем уменьшается.

I.4.1.6 В общем случае асфальтены редко являются причиной возникновения проблем в процессе эксплуатации, так как большинство сырых нефтей имеют устойчивые асфальтены. Относительное изменение растворимости асфальтенов в сырой нефти на единицу перепада давления является самым высоким для легких нефтей, которые недонасыщены газом и содержат небольшое количество асфальтенов. Наоборот, высокий уровень ароматических углеводородов, обнаруживаемых в тяжелой черной нефти, может стабилизировать присутствующие асфальтены, позволяя добывать нефть с высоким содержанием асфальтенов без связанных с ними проблем.

I.4.1.7 Таким образом, в отличие от парафинов абсолютное содержание асфальтенов в сырой нефти не является показателем, характеризующим возможность возникновения проблем, связанных с их выпадением. Известно, что для нефти с массовой долей содержания асфальтенов менее 0,1 % возможность возникновения проблем, связанных с выпадением асфальтенов выше, чем для нефти с высоким содержанием асфальтенов (с массовой долей, например, 15 %).

I.4.1.8 Образование хлопьев и выпадение осадка асфальтенов может происходить как в пласте, так и в добывающих системах на всем протяжении - от НКТ до отгрузочных насосов. Наиболее часто это происходит в том месте, где температура добытых флюидов достигает точки кипения, что часто имеет место в верхней части НКТ. Возможность выпадения асфальтенов снижается далее по ходу течения добываемого флюида, так как в результате снижения давления флюид может иметь температуру ниже точки кипения без выпадения асфальтенов.

I.4.1.9 Выпадение асфальтенов в пласте приводит к снижению его проницаемости, а отложения в добычных системах приводят к увеличенным перепадам давления, отказам оборудования (например, штуцеров, клапанов и насосов), а иногда и полной остановке потока. Выпадение хлопьев асфальтенов может приводить к образованию сферических частиц, известных как алмазоиды, которые являются чрезвычайно твердыми и поэтому обладают абразивными свойствами.

I.4.1.10 Отложения асфальтенов на металлических поверхностях могут способствовать отложению парафина. В определенных условиях парафины и асфальтены могут взаимодействовать и вместе выпадать в осадок. Любые программы обработки асфальтенов должны учитывать их возможное взаимодействие с парафинами.

I.4.1.11 Необходимо учитывать, что выпадение хлопьев асфальтенов и их осаждение может стать причиной серьезных эксплуатационных проблем. Вот почему важно на ранней стадии проектирования правильно оценить устойчивость асфальтенов, присутствующих в сырой нефти. Анализ и испытание образцов газированной нефти является самым надежным из методов, используемых в настоящее время. Существуют программы для моделирования, которые позволяют снизить количество сырой нефти, необходимое для проведения испытаний, включающих исследование результатов смешения потоков различной нефти, воздействия на нефть природного газа системы газлифта и т.д.

I.4.1.12 Для оценки возможных проблем, связанных с асфальтенами, требуется полный композиционный состав пластовой нефти, а также измерение количества асфальтенов в нефти при определенных значениях температуры и давления. Отбор насыщенных соединений, ароматики, смол и асфальтенов (SARA), титрование алифатических углеводородов или снижение давления в пробе, взятой на забое скважины, - все это может быть использовано для определения устойчивости асфальтенов в анализируемой сырой нефти. Определение характеристик насыщенных соединений, ароматики, смол и асфальтенов в ходе анализа включает разбивку пробы сырой нефти на четыре псевдокомпоненты или класса растворимости с последующим вычислением процентного содержания каждой компоненты в данной пробе. Псевдокомпонентой являются насыщенные соединения, ароматика, смолы и асфальтены (SARA - saturates, aromatics, resins, asphalts).

I.4.1.13 Эффективными методами предотвращения отложения асфальтенов является исключение условий, в которых асфальтены теряют свою стабильность, и закачка ингибитора, который ведет себя в сырой нефти как природные смолы. Ингибиторами асфальтенов являются синтезированные органические полимеры, которые имеют более сильную связь с асфальтенами, чем природные смолы, и поэтому лучше способны стабилизировать асфальтены в диапазоне возможных дестабилизирующих изменений.

I.4.1.14 Закачивать такие ингибиторы в сырую нефть следует до момента, когда асфальтены становятся неустойчивыми и начинается процесс образования хлопьев, поэтому эти ингибиторы часто закачивают в ствол скважины.

I.4.1.15 Закачивание ингибитора в НКТ в точке ниже подводного предохранительного клапана создает потенциальный канал для возможной утечки в обход клапана. Эта проблема должна быть внимательно рассмотрена при проектировании скважины.

I.4.2 Методы борьбы с асфальтенами

I.4.2.1 Общие положения

Ниже дано описание стандартных методов удаления асфальтеновых отложений.

I.4.2.2 Методы механической очистки

Эти методы включают использование инструментов, спускаемых на канате, инструментов TFL и водоструйную очистку с использованием гибких труб. Хотя такие методы очистки асфальтеновых отложений являются рентабельными на суше, маловероятно, что они будут экономически оправданными при освоении морских месторождений с использованием СПД.

I.4.2.3 Промывка растворителем

Углеводородные растворители (толуол, ксилол и другие растворители, например, пиридин и сероуглерод) могут быть эффективными для разжижения асфальтеновых отложений, но они плохо подходят для использования в подводных системах из-за их стоимости, трудности применения и необходимости специальных мер по охране окружающей среды.

I.5 Эмульсии

I.5.1 Эмульсии являются гетерогенными системами, состоящими, по меньшей мере, из одной несмешивающейся жидкости, диспергированной в другую в виде маленьких капелек диаметром больше 0,1 мкм. Такие системы являются термодинамически неустойчивыми, но становятся устойчивыми при стабилизации поверхностно-активными компонентами.

I.5.2 Так как эмульгирование связано с увеличением свободной энергии системы, этот процесс не является спонтанным. Для образования эмульсии следует подавать внешнюю энергию, которая требуется для перемешивания жидкостей. Перемешивание жидкостей, необходимое для образования эмульсий, на нефтяном промысле может происходить в турбулентном потоке добываемой продукции на всем протяжении от забоя скважины до установленных на поверхности резервуаров хранения нефти. Любые препятствия на пути движения потока в технологической системе (например, штуцеры) и источники турбулентности (например, точки подачи газлифта) активизируют процесс эмульгирования.

I.5.3 Выделение газа из раствора при падении давления может вызвать дополнительное перемешивание, и способствует образованию эмульсий. Чем выше газовый фактор сырой нефти, тем более значимым может быть это явление.

I.5.4 Эмульсии могут быть водонефтяными, которые называют нормальными эмульсиями, а также эмульсиями типа "нефть в воде", которые называются обратными эмульсиями.

I.5.5 Проблема эмульсий заключается в том, что они затрудняют работу сепараторов, так как регуляторы уровня на платформе не могут точно выявлять поверхности раздела фаз, что ведет к возможному уносу одной фазы другой. В худшем случае возможна полная потеря контроля, когда приборы не в состоянии идентифицировать поверхности раздела фаз.

I.5.6 Повторяемое фрагментирование эмульсии может привести к сильному увеличению вязкости флюида, в частности, когда содержание воды составляет менее 50 %.

I.5.7 Стабильность эмульсий сырой нефти зависит от достаточного большого числа факторов, в том числе:

- температуры;

- присутствия эмульгаторов;

- рН и содержания в воде солей;

- вязкости и плотности нефти;

- разности в плотности двух жидкостей;

- объемной доли и размера диспергированных капель;

- возраста эмульсии и т.д.

I.5.8 Чтобы эмульсия оставалась стабильной, она должна содержать эмульгаторы, т.е. поверхностно-активные компоненты. Такими компонентами могут быть моющие средства или мыло, макромолекулярные стабилизирующие агенты или разделенные нерастворимые твердые частицы, например, асфальтены и смолы. Мелкие твердые частицы, например, побочные продукты коррозии, соли, асфальтены или песок, также могут вносить свой вклад в стабильность эмульсий.

I.5.9 Рекомендованные меры, предотвращающие образования эмульсий, тесно связаны с перечисленными выше факторами и включают:

- поддержание температуры добытых флюидов до сепарации;

- снижение числа точек, где может происходить фрагментирование и образование турбулентности добываемого флюида, например, за счет снижения дросселирования;

- уменьшения количества загрязняющих веществ, которые образовываются в системе, за счет использования ингибиторов коррозии, ингибиторов образования отложений и СОД;

- устранение причин выпадения осадка асфальтенов, поскольку они оказывают сильное влияние на образование плотных (устойчивых) эмульсий;

- отказ от перемешивания разных сырых нефтей до тех пор, пока не проведены адекватные испытания по выявлению подходящих деэмульгаторов объединенного потока.

I.5.10 Технология разрушения эмульсий обычно включает три элемента: тепло, время и применение деэмульгаторов. Деэмульгаторы изменяют поверхностное натяжение одной или нескольких жидкостей, что эффективно снижает стабильность эмульсии.

Примечание - Четвертым механизмом разрушения эмульсии является использование электростатических сил. Эта новая технология, но испытываемые установки показывают многообещающие результаты.

I.5.11 Большое число переменных, которые влияют на стабильность эмульсии, делают эмульсию каждого вида сырой нефти уникальной, а это в свою очередь ведет к необходимости проведения практических испытаний для выявления подходящих деэмульгаторов, поскольку деэмульгатор может быть очень эффективным для одной эмульсии и совсем неэффективным для другой.

I.5.12 Выбранный деэмульгатор должен быть совместимым со всеми используемыми в системе химическими реагентами, такими как ингибиторы гидратообразования, ингибиторы коррозии, ингибиторы образования отложений, пеногасители и реагенты, применяемые для борьбы с парафинами. Опыт показывает, что в некоторых системах ингибиторы коррозии могут увеличить стабильность эмульсии. Используемый деэмульгатор может со временем меняться, поскольку изменяется состояние системы добычи (например, изменяется процентное содержание воды или добавляются другие реагенты).

I.5.13 Деэмульгатор может подаваться в поток в разных точках либо до, либо после того места, где формируется эмульсия. Для предотвращения образования эмульсии деэмульгатор лучше закачивать в поток до точки ее образования.

I.5.14 Возможно возникновение эмульсии типа нефть в воде (обратного типа). Эти эмульсии важны, поскольку они влияют на качество воды, которая должна быть сброшена в окружающую среду или закачена в пласт. Цвет обратных эмульсий может изменяться от мутно-белого до темно-коричневого и черного. Величина эмульгированной нефти может составлять от 100 x 10 ^-6 % до 2 % (объемная доля).

I.5.15 Если эмульсия образуется во время эксплуатационных испытаний разведочных/параметрических скважин, то следует зарегистрировать время, затраченное на ее разделение, а после формирования капель воды необходимо взять пробы отделенной нефти и провести исследования на центрифуге для определения количества оставшейся воды, эмульсии и твердых частиц.

I.5.16 Для получения данных о возможных проблемах, связанных с образованием эмульсии, испытание флюида следует проводить на пробах, взятых на забое разведочных/параметрических скважин. Для образования таких эмульсий пластовая вода, как правило, не требуется, так как стабилизаторы эмульсии обычно находятся в нефти. Анализ пластовой воды является, однако, полезным при добавлении синтетического рассола. Растворенные в синтетическом рассоле соли должны быть аналогичны имеющимся в пластовой воде, как и показатель рН.

I.6 Пенообразование

I.6.1 Пена обычно определяется как газ, диспергированный в жидкости в такой пропорции, что ее объемная плотность становится ближе к плотности газа, чем к плотности жидкости. Чистые жидкости редко образуют пену при их газировании.

I.6.2 По аналогии с эмульсией пена затрудняет работу сепараторов, так как регуляторы уровня на платформах не могут точно выявлять поверхности раздела фаз, что ведет к возможному уносу одной фазы другой. В худшем случае возможна полная потеря контроля, когда приборы не в состоянии идентифицировать поверхности раздела фаз. Это может привести к переносу жидкости в потоке газа и, следовательно, к трудностям в работе компрессорного оборудования и отказу оборудования.

I.6.3 Как правило, образование пены происходит в растворе, применяемом для подготовки природного газа. В результате происходит потеря используемого раствора, снижается производительность, а продукция не удовлетворяет требованиям спецификации.

I.6.4 На новом оборудовании образованию пены способствуют остатки масла и сварочные флюсы, прилипающие к металлическим поверхностям, поэтому рекомендуется тщательная очистка такого оборудования.

I.6.5 Проблему образования пены можно решать за счет ввода пеногасителей в линию до эксплуатационного сепаратора. Подобранный реагент должен быть совместимым со всеми используемыми в системе реагентами, например, ингибиторами гидратообразования, ингибиторами коррозии, ингибиторами образования отложений, деэмульгаторами и реагентами, используемыми для борьбы с образованием парафина.

I.6.6 Ингибиторы коррозии по своей природе являются поверхностно-активными веществами и, как правило, способствуют образованию пены.

I.6.7 Для решения проблемы пенообразования могут использоваться механические методы, например, установка на выходе сепаратора осевого циклонного сепаратора для отделения взвеси.

I.6.8 Для получения данных о возможных проблемах, связанных с образованием пены, следует проводить испытание флюида на пробах, взятых на забое разведочных или параметрических скважин.

I.7 Образование отложений

I.7.1 Все углеводородные месторождения содержат воду, в которой растворены соли из пластовой породы, и в большинстве случаев эта вода добывается вместе с углеводородами. Изменения давления и температуры, а также контакт с закачанной морской водой может сделать пластовую воду перенасыщенной, что ведет к выпадению избыточных солей, которые откладываются в виде твердого осадка.

I.7.2 Выпадение в осадок неорганических соединений может привести к образованию твердых отложений, как в самом пласте, так и во всей добычной системе. Это обстоятельство может привести к серьезным последствиям для продуктивного пласта и к потере давления в системе. Под слоем твердого осадка часто активизируется коррозия.

I.7.3 Образующийся твердый осадок имеет тенденцию накапливаться, т.е. если сформировался твердый осадок, то наиболее вероятно продолжение этого процесса, так как сам осадок представляет собой низкоэнергетическую поверхность, на которой может образоваться дополнительный слой. Более того, перепад давления, вызванный ограничением потока начальным слоем осадка, увеличивает возможность его наращивания в этом же самом месте. Это означает, что значительные отложения могут возникать на существующих препятствиях, например, в скважинных клапанах и подводных штуцерах и, следовательно, могут явиться причиной сбоев в работе оборудования или привести к прекращению его функционирования.

I.7.4 При наличии потенциально широкого диапазона твердых осадков, которые могут формироваться в определенных условиях, наиболее распространенными на нефтепромыслах являются карбонат кальция (СаСO ₃), известный как кальцит, и сульфат бария (BaSO ₄), или барит. В пластах с высокими давлением и температурой могут встречаться другие типы твердых осадков, например, карбонат бария, карбонат стронция и т.д., но в этом разделе они детально не рассматриваются.

I.7.5 Зная состав пластового и закачиваемого рассола и используя термодинамические принципы, можно оценить опасность возникновения проблем, связанных с отложениями солей в конкретной добычной системе.

I.7.6 Для определения возможности образования твердого осадка требуется представительная проба пластовой воды. Такую пробу трудно взять в разведочной или параметрической скважине, если только пластовая вода не отбирается в течение длительного периода времени. При попытке взять пробу воды из песчаника скважинные пробоотборники извлекают только буровой фильтрат.

I.7.7 Некоторые свойства пластовой воды могут быстро изменяться после отбора пробы, поэтому лучше всего исследовать параметры воды на промысле. Образцы воды следует переносить между контейнерами при пластовой температуре и давлении, чтобы не допустить выпадение осадка и, следовательно, потери карбонатов и сульфатов еще до анализа пластовой воды.

I.7.8 Определяющим фактором выпадения кальцита служит падение давления в добычной системе, что ведет к выделению СO ₂ из водного раствора. В результате кальцит выпадает в осадок, а у рассола увеличивается показатель рН, который значительно снижает растворимость кальцита в извлеченной воде.

I.7.9 Образование кальцита является типичной проблемой при содержании воды в диапазоне от 10 % до 15 %. Осадок кальцита сначала наблюдается в скважинной насосно-компрессорной колонне. По мере падения давления в пласте при эксплуатации месторождения, место образования кальцита перемещается далее вниз по скважине и может начаться его отложение в зоне перфорации, в гравийном фильтре или в призабойной зоне скважины.

I.7.10 Правильный прогноз образования твердых осадков карбонатов является трудной задачей, так как требуются точные данные по нескольким параметрам, в том числе рН, концентрации бикарбоната и парциальному давлению СO ₂. Эти параметры могут зависеть друг от друга, и все они измеряются с большими погрешностями. Тем не менее, имеются программы для прогнозирования, которые могут дать качественную оценку вероятности образования кальцита на период эксплуатации месторождения.

I.7.11 Главным фактором выпадения твердого осадка сульфатов является перемешивание закачанной морской воды (с высоким содержанием анионов сульфата) с пластовой или реликтовой водой (содержащей барий, стронций и катионы кальция).

I.7.12 Образование баритов возможно в любом месте системы после точки, где происходит смешение пластовой и закачиваемой воды. На вероятность возникновения сульфатных осадков оказывают негативное влияние факторы, способствующие более интенсивному перемешиванию пластовой и закачиваемой воды, например, неоднородность пласта и образование конуса обводнения.

I.7.13 Хотя масса барита, выделяющегося в пласте, обычно меньше, чем в добычном оборудовании, он может стать причиной существенных проблем при обеспечении стабильности потока. Отложение барита возрастает на протяжении всего срока эксплуатации системы, так как растворимость барита снижается по мере снижения температуры и давления в системе. Образование барита достигает наивысшей точки при превышении 10 % уровня закачиваемой морской воды.

I.7.14 Другая проблема, связанная с отложением барита, заключается в том, что он практически всегда образует смешанный твердый осадок, содержащий кальций, стронций и радий, который является природным радиоактивным материалом. Это может привести к образованию радиоактивного осадка, известного как осадок с низкой радиоактивностью. Демонтаж и ликвидация оборудования, покрытого таким осадком, в процессе удаления отложений, либо при ремонте или выводе оборудования из эксплуатации, может представлять определенный риск для здоровья персонала. Указанный процесс является трудоемким и дорогостоящим. Таким образом, проблемы, связанные с образованием твердых отложений, лучше предотвращать, чем устранять, если это вообще возможно.

I.7.15 В целом признается, что модели прогнозирования сульфатных осадков являются относительно достоверными.

I.7.16 Необходимость проведения мероприятий по борьбе с отложениями солей определяется в значительной мере стратегией отбора запасов и типом скважины (вертикальная или наклонная в сравнении с горизонтальной). Для того, чтобы оборудование было оснащено необходимыми устройствами для борьбы с образованием твердых отложений, необходимо на ранней стадии определить тип скважин и стратегию отбора запасов. Для борьбы с отложением солей в каждую скважину по специальной линии шлангокабеля может подаваться ингибитор.

I.7.17 Стратегия отбора запасов оказывает влияние на возможность образования твердых отложений.

Если добыча на месторождениях осуществляется в режиме естественного истощения, то сульфатные осадки не представляют проблемы. В то же время, могут иметь место отложения карбонатов, что вызывает необходимость применения ингибиторов, кислотной промывки и обработки пласта под давлением.

На месторождениях, где для поддержания давления в пласт закачивается морская вода, возможно образование сульфатных и карбонатных отложений. Продолжительность и сложность мероприятий по борьбе с отложением сульфатов напрямую связаны со схемой заводнения. Так закачивание морской воды в водоносный пласт может привести к долгосрочным проблемам образования сульфатов, тогда как закачивание морской воды в нефтяную оторочку ведет к увеличенному отложению твердых осадков, но в более коротком периоде.

На месторождениях с высоким содержанием бария (например, с массовой долей больше 1000 х 10 ^-6 %) трудно или невозможно предотвратить образование сульфатного осадка за счет использования химических ингибиторов, если в пласт закачивается неподготовленная морская вода. В этом случае для поддержания пластового давления необходимо закачивать частично десульфатированную морскую воду, ограничивая, таким образом, вероятность образования сульфатного осадка. Обычно такой метод применяется в крайнем случае, так как десульфатация большого количества морской воды стоит очень дорого и не снимает необходимости в кислотной промывке и обработке пласта под давлением, если это потребуется для решения проблемы карбонатных осадков.

На месторождениях, где для поддержания давления в пласт закачивается пластовая вода, для обеспечения необходимого объема эта вода смешивается на основном сооружении с морской водой. Это может привести к образованию осадков сульфатов и/или карбонатов и, следовательно, может потребоваться закачка дополнительного ингибитора солеобразования на основном сооружении. В этом случае ингибитор солеобразования должен работать длительный период времени при температурах в линии закачки ниже пластовых. При недостаточном количестве ингибитора твердые осадки начнут появляться до его достижения пласта, ухудшая, таким образом, процесс закачивания.

На месторождении, где для поддержания пластового давления закачивается вода из водоносного горизонта, не должно быть проблем с отложениями сульфатов, но карбонатные соли будут образовываться, ухудшая, таким образом, процесс закачивания.

I.7.18 Вертикальные скважины характеризуются, как правило, большей депрессией, чем горизонтальные скважины, и поэтому проблемы, связанные с образованием осадков карбонатов, в таких скважинах более вероятны. Низкая депрессия в горизонтальных скважинах может привести к смещению места образования отложения карбоната выше по стволу скважины по сравнению с эквивалентной вертикальной скважиной.

I.7.19 Борьба с образованием осадков солей ведется в основном с применением химических ингибиторов на основе фосфонатов или полимеров. Выбор соответствующего типа реагента, лучше всего подходящего к применению в данном конкретном случае, следует делать с учетом следующих факторов:

- минерального вещества, которое необходимо ингибировать;

- места, где происходит образование твердого осадка;

- совместимости ингибитора с химическим составом добываемого рассола;

- термической стабильности ингибитора при рабочих температурах.

I.7.20 Обычно для решения проблемы образования осадка солей в каждом случае подходит ряд ингибиторов, поэтому требуется проведение сравнительного анализа для выявления ингибитора с лучшей производительностью и рентабельностью.

I.7.21 Способ доставки ингибитора определяется местом выпадения твердых осадков, так как для эффективного использования ингибитор следует вводить до той точки, где могут образоваться твердые осадки. Ингибитор может быть применен одним из двух способов:

- закачка ингибитора в скважину;

- закачка ингибитора под давлением непосредственно в пласт.

Закачивание ингибитора в скважину обычно используется для предотвращения образования осадка в добычном оборудовании. Точки закачивания обычно располагаются на подводной устьевой арматуре или в стволе скважины, в зависимости от того, насколько далеко вверх по потоку расположено место, где вероятно образование осадка.

Если закачивание ингибитора должно быть непрерывным, то следует предусмотреть отдельную линию к каждой скважине для управления закачкой реагента (его типом и расходом) с главного сооружения, а не распределение реагента по скважинам под водой.

Очевидно, что подача реагента в НКТ ниже подводного предохранительного клапана создает путь для возникновения утечки, минуя клапан, поэтому этот вопрос следует учесть при проектировании скважины.

Закачка ингибитора под давлением непосредственно в пласт обычно используется для предотвращения образования твердых осадков в призабойной зоне, т.е. в самом пласте. Обработка пласта под давлением осуществляется либо путем закачки реагента под давлением в скважину по эксплуатационной колонне/вспомогательной линии, либо с помощью гибких труб.

Для подводных скважин закачка в пласт является предпочтительным методом, так как применение гибких труб требует проведения дорогостоящих операций. Следует помнить, что закачка в пласт не является лучшим способом при закачке ингибитора в горизонтальную скважину, поскольку трудно управлять его распределением в пласте. В этом случае закачивание под давлением в пласт может оказаться неэффективным или срок службы ингибитора будет короче.

Для обеспечения эффективности использования ингибитор должен выполнять свою функцию при очень низкой концентрации, а также достигать нижних интервалов пласта для увеличения срока эффективного действия.

I.7.22 Удаление осадка при его образовании обычно выполняется одним из двух методов:

- химическое удаление;

- механическое удаление.

Для удаления карбонатных солей обычно используются неорганические кислоты, например, HCl или HNO ₃. Если используется HCl, то следует добавлять ингибитор для защиты от коррозии, особенно для хромистых сталей. Вариантом использования химических методов является применение органических кислот, например, уксусной и муравьиной кислоты, которые могут быть использованы для минимизации повреждений деталей из хромистой стали.

Сульфатные осадки, как правило, являются более твердыми по сравнению с карбонатными отложениями. Имеются различные патентованные растворители на основе хелатных добавок, которые можно применять для удаления твердого осадка.

Реагенты, растворяющие осадки, как правило, применяются путем задавливания в скважину пробки из реагента, где она выдерживается перед возобновлением добычи. Что касается закачки ингибитора солеотложения в пласт, то задавливание такой пробки не обеспечивает оптимального распределения ингибитора в горизонтальных скважинах.

Все механические методы удаления осадка в ПФА или ниже ее требуют проведения внутрискважинных работ и, следовательно, будут дорогостоящими для подводных скважин.

К механическим методам относятся:

- фрезерование (на гибкой насосно-компрессорной колонне);

- водоструйная очистка (с использованием или без использования кислоты);

- повторная перфорация;

- гидроразрыв;

- замена поврежденного оборудования.

I.7.23 Очевидно, что ни один из этих методов не является идеальным. Еще меньше вариантов очистки от отложений существует для оборудования, расположенного между подводной устьевой арматурой и технологическим оборудованием на платформе, которое является более доступным.

I.8 Проблемы, связанные с выносом песка

I.8.1 Вынос песка

I.8.1.1 Вынос песка из пласта в скважину происходит в случае, когда при добыче флюида депрессия на пласт превышает его механическую прочность.

I.8.1.2 Важно проводить различие между выносом крупных частиц (песка) и выносом тонкодисперсионных включений, которые обычно не считаются частью структуры пласта. Некоторые тонкодисперсионные включения почти всегда выносятся со скважинными флюидами, что в действительности является полезным с точки зрения улучшения проницаемости пласта.

I.8.1.3 Значительный вынос песка может привести к следующим проблемам:

- закупориванию каналов перфорации;

- закупориванию НКТ;

- закупориванию выкидных линий и сервисных линий небольшого диаметра;

- увеличению гидравлических потерь вследствие уменьшения проходных отверстий в частично закупоренных НКТ или выкидных линиях;

- эрозии оборудования, особенно клапанов, штуцеров, изгибов труб и устьевой арматуры;

- ускоренной коррозии НКТ и выкидных линий за счет образования коррозийных гнезд под слоем песка;

- нарушению работы оборудования, например, клапанов, вследствие отложения песка на критически важных деталях;

- отложению песка в расположенных на поверхности аппаратах, что ведет к ухудшению эксплуатационных характеристик, потере продукции во время очистки и созданию проблем с удалением отходов.

I.8.1.4 Вероятность выноса песка, а также количество песка, вынесенного из скважины, зависит от многих факторов, в том числе:

- дебита скважины (чем выше дебит скважины, тем больше перепад давления и, следовательно, больше депрессия на пласт);

- свойства флюида (чем выше вязкость флюидов, тем большему воздействию подвергается пласт);

- свойства породы;

- заканчивания скважины (отклонение скважины от вертикали, методы перфорирования и изоляция интервалов могут влиять на вынос песка);

- времени.

Вынос песка чаще всего имеет место в месторождениях третичного периода. Более старые породы сильнее цементированы, и проблемы выноса песка из таких пород не являются столь серьезными. Проницаемость пласта также влияет на вынос песка, поскольку меньшая проницаемость обычно приводит к большей депрессии на пласт.

Изменение свойств пласта или флюидов со временем может повлиять на характеристику выноса песка из скважины. Например, вторжение в пласт тонкодисперсионных включений или отложения асфальтенов/солей может снизить проницаемость пласта и вызывать повышение депрессии. Во многих случаях вынос песка существенно увеличивается, когда скважина наряду с жидкими углеводородами начинает давать воду и газ.

I.8.1.5 Большое число влияющих факторов, наряду со сложностью получения необходимых данных и точного моделирования скважинной среды, делают надежное прогнозирование выноса песка трудно решаемой задачей.

I.8.1.6 Некоторые промысловые геофизические приборы могут измерять прочностные свойства геологических формаций. Эти данные могут быть соотнесены с результатами исследования прочности извлеченных из скважины кернов для прогнозирования зон разрушения породы и возможного выноса песка при заданной депрессии на пласт.

I.8.1.7 Существуют модели для прогнозирования выноса песка, которые построены на основе геомеханики пласта. Такие модели учитывают параметры пласта, уровень добычи и результаты исследования прочности кернов для каждого продуктивного интервала. Они позволяют оценить, какие породы могут быть разрушены и сколько песка может быть вынесено при заданных условиях.

I.8.1.8 При оценке потенциала выноса песка из новых скважин или на новых месторождениях следует учитывать данные, полученные в других скважинах, пробуренных в аналогичных коллекторах.

I.8.1.9 Оптимальную программу заканчивания для каждой скважины следует разрабатывать с учетом оценки вероятности выноса песка и возможных последствий, т.е. необходима всесторонняя оценка риска нарушения/отказа добычной системы вследствие выноса песка. На основе этой оценки может быть принято одно из двух решений: установить скважинное оборудование для контроля выноса песка, либо бороться с потенциальными проблемами, которые могут возникнуть вследствие этого выноса.

I.8.2 Борьба с поступлением песка в скважину

I.8.2.1 Борьба с поступлением песка в скважину включает использование специальных методов и внутрискважинного оборудования. К ним следует отнести:

- укрепление коллектора за счет использования химических реагентов;

- экраны, хвостовики с щелевидными отверстиями и фильтры;

- внутренние обсадные трубы и гравийные фильтры в необсаженной части ствола;

- расклинивание образовавшихся при гидроразрыве трещин, включая использование смешанного со смолой песка.

I.8.2.2 В каждом конкретном случае до принятия окончательного решения об использовании приведенных выше методов и оборудования необходимо исследовать следующие вопросы:

- стоимость и трудоемкость монтажных работ;

- возможность применения в вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважинах;

- возможность применения в протяженных зонах;

- ограничения на изоляцию продуктивных интервалов;

- срок службы метода или оборудования и стоимость ремонта;

- ограничение депрессии и дебитов, и влияние этих ограничений на индекс продуктивности.

I.8.3 Управление выносом песка

I.8.3.1 Альтернативой методам борьбы с поступлением песка в скважину является комплекс мероприятий по минимизации, мониторингу и удержанию уровня выноса песка в допустимых пределах на протяжении срока эксплуатации месторождения без применения специального внутрискважинного оборудования.

I.8.3.2 Этот подход основывается на прогнозировании количества выносимого песка на протяжении срока эксплуатации скважины и имеет преимущество с точки зрения уменьшения капитальных затрат и увеличения производительности. Применение данного подхода также требует проведения мониторинга выноса песка из каждой скважины и управления сопутствующими рисками.

I.8.3.3 Техника заканчивания скважин, используемая для снижения вероятности выноса песка, включает:

- применение горизонтальных скважин и увеличенных интервалов перфорации. Использование для снижения депрессии на пласт перфорации с увеличенной плотностью и диаметром отверстий;

- ориентированная перфорация для повышения прочности в тех случаях, когда напряжения в пласте сильно различаются по направлениям;

- избирательная перфорация высокопрочных интервалов;

- использование чистых флюидов при заканчивании скважин и перфорирование с отрицательной депрессией на пласт.

I.8.3.4 Мероприятия по удалению песка могут осуществляться сразу после заканчивания скважины и затем периодически повторяться в процессе эксплуатации для предотвращения скопления песка в скважине. Такие мероприятия являются полезными для определения объема поступающего песка и оптимизации допустимой депрессии на пласт и дебита скважины. Следует принимать меры для предотвращения закупоривания песком скважины и оборудования и связанных с этим дорогостоящих ремонтных работ.

I.8.3.5 Частью стратегии управления выносом песка является ограничение дебитов, величина которых определяется допустимой скоростью эрозии. Ограничения на скорость эрозии необходимо корректировать по мере изменения устьевого давления и газожидкостного фактора, поскольку эти параметры влияют на скорость флюида и, следовательно, интенсивность эрозии.

I.8.3.6 Поддержание достаточно высокого расхода в выкидной линии обеспечивает нормальный вынос песка, способствует уменьшению эрозии нижней части трубопровода и предотвращению закупоривания. Парадоксально, но более низкие скорости не всегда приводят к меньшей эрозии, поскольку уменьшение энергии частиц сопровождается увеличением числа их соударений со стенкой трубы.

I.8.3.7 Подводное оборудование следует проектировать таким образом, чтобы уменьшить возможную эрозию, например, за счет использования в штуцерах износостойких материалов, увеличения толщины стенок труб, применения в трубной обвязке изгибов большого радиуса и ориентированных тройников. Обеспечение возможности замены под водой подверженных эрозии элементов (например, внутренних деталей штуцера) также является частью общей стратегии управления выносом песка.

I.8.3.8 Использование под водой устройств мониторинга выноса песка заслуживает серьезного рассмотрения вне зависимости от выбранного подхода к решению вопросов, связанных с этим процессом. Скважинное оборудование для управления выносом песка может быстро выйти из строя, что может привести к серьезным проблемам, включая повреждение подводного оборудования, до того, как появление песка будет замечено на главном сооружении. Аналогично, при управлении выносом песка необходимо осуществлять постоянные измерения для подтверждения того, что объем выносимого песка находится в расчетном диапазоне и, следовательно, контролируется риск возникновения неисправности или отказа системы.

I.8.3.9 Предпочтительнее устанавливать детекторы выноса песка на отдельных скважинах, а не на трубной обвязке манифольда. Таким образом, можно выявлять проблемные скважины и управлять ими. Полезно установить дублирующую систему обнаружения выноса песка на главном сооружении, так как ее легче калибровать, и она может использоваться для проверки работы подводных измерительных приборов.

I.8.4 Подводные детекторы выноса песка

Подводные детекторы выноса песка можно разделить на две основные категории: внешние и внутренние датчики.

Внешние датчики:

- на трубной обвязке подводной устьевой арматуры может быть установлен акустический датчик, который улавливает шум удара песчинок о внутреннюю поверхность трубы. Акустические датчики являются очень чувствительными к шумам и, следовательно, на них влияют такие факторы, как режим потока, расход, газовый фактор, содержание воды в нефти и т.д. Для получения надежных результатов требуется калибровка датчиков в условиях промысла;

- на трубную обвязку устьевой арматуры может устанавливаться ультразвуковой прибор, позволяющий измерять толщину стенок трубы и обнаруживать ее уменьшение вследствие эрозии под действием частиц песка. Устанавливать такие приборы следует там, где трубы в наибольшей степени подвержены эрозии. На практике эти приборы устанавливают сразу за фонтанным штуцером, однако, в случае повреждения штуцерного клапана (например, под действием песка) поток может сместиться к неконтролируемой стороне трубы.

В трубной обвязке подводной устьевой арматуры может быть установлен внутренний датчик электрического сопротивления, который определяет суммарную эрозию за счет измерения сопротивления в заданном поперечном сечении. Эти датчики восприимчивы к изменениям температуры добываемых флюидов и требуют калибровки в условиях промысла для получения надежных результатов. Принято устанавливать такие приборы сразу за фонтанным штуцером, однако, в случае повреждения штуцерного клапана (например, под воздействием песка) поток может сместиться в сторону от датчика.

Рабочие характеристики детектора на разных месторождениях отличаются, а также изменяются со временем. Детектор реагирует на изменения эксплуатационного режима (например, использование газлифта), давления на устье скважины и газожидкостного фактора.

Для эффективного использования детекторов необходимо проводить специальные мероприятия, например, регулярно анализировать тренд измеряемых параметров и совершенствовать процедуры, выполняемые при обнаружении песка.

I.8.5 Удаление песка

I.8.5.1 Удаление песка из СПД связано с проведением следующих мероприятий:

- очистка НКТ с применением гибких труб, спускаемых с ремонтного судна;

- круговой прогон СОД в подводных выкидных линиях или использование подводной камеры для запуска этих средств;

- удаление песка на главном сооружении с помощью гидроциклонного пескоотделителя или периодическая очистка сепараторов.

I.8.5.2 Варианты размещения песка зависят от расположения месторождения и включают:

- очистку и сброс песка в море, если это допускается действующим законодательством;

- закачку песка в поглощающий пласт с использованием специальной скважины;

- сбор и транспортирование песка на берег для захоронения или утилизации.

I.9 Образование жидкостных или газовых пробок

I.9.1 Общие положения

I.9.1.1 Объединенный поток газа и жидкости, известный как многофазный поток, широко распространен в нефтедобывающей промышленности. Многофазный поток обычно имеет место на устье скважины, в выкидных линиях и в технологических установках ВС. Многофазный поток играет важную роль в СПД, поскольку надежность и стоимость оборудования напрямую зависит от характеристик потока добываемых флюидов.

I.9.1.2 Многофазный поток интенсивно изучался в течение многих лет и за последние 15 лет был достигнут значительный прогресс в моделировании режимов потока и соответствующих профилей давления и температуры.

I.9.1.3 В литературе о многофазных потоках приведено более 100 определений для разных режимов и подрежимов течения. Для потока в вертикальных трубах (которые определяются как трубы с наклоном от 10° до 90° относительно горизонта) определены следующие режимы течения: пузырьковый, пробковый, эмульсионный и кольцевой. В горизонтальных трубах (которые определяются как трубы с наклоном менее 10° относительно горизонта) определены такие режимы течения, как пузырьковый, пробковый, расслоенный и кольцевой.

I.9.1.4 Разные режимы могут быть нанесены на карту режимов течения (с приведенной скоростью жидкости по оси Y и приведенной скоростью газа по оси X), однако, границы между ними никогда не обозначаются четко и могут значительно смещаться, поскольку зависят от большого числа переменных.

I.9.1.5 В многофазной СПД из всех режимов наибольший интерес представляет пробковое течение. Этот режим представляет собой перемежающиеся жидкостные пробки и пузыри газа, некоторые из которых могут достигать сотни метров длиной, и приводит к сильным перепадам давления и расхода на всем протяжении добычной системы, если режим должным образом не прогнозируется и не управляется. Возникающие перепады давления и расхода могут быть причиной:

- повреждения оборудования вследствие вибрации, ударных нагрузок и возрастающей коррозии;

- серьезных нарушений в сепараторах, ведущих к плохому разделению фаз;

- больших и быстро изменяющихся нагрузок на компрессорное оборудование, которые приводят к снижению его эффективности и нежелательному сбросу газа на факел;

- частых остановок или ограничений добычи, что в итоге ведет к значительным потерям прибыли.

I.9.1.6 Для прогнозирования указанных проблем требуется правильное моделирование гидравлических и тепловых характеристик СПД. На основе определенных оператором необходимых рабочих параметров системы (включая время безотказной работы и эксплуатационную готовность) может быть разработана ее экономически эффективная конструкция.

I.9.1.7 Усложнение СПД для глубоководных месторождений или в случае удаленного расположения от главного сооружения приводит к необходимости создания комплексной гидравлической/тепловой модели всей системы от коллектора до отгрузочных насосов с целью ее оптимизации. Такая модель должна включать переходные и установившиеся режимы, так как именно предельные значения в переходных условиях определяют требования к конструкции системы.

I.9.1.8 Для правильного моделирования установившегося и переходного гидравлического и теплового режимов требуются следующие данные:

- конфигурация трубопроводов, включая диаметры НКТ и выкидных линий, шероховатость поверхностей, ограничения потока и т.д.;

- топография пути потока, т.е. траектория ствола скважины, профиль выкидной линии на дне моря и профиль райзера;

- динамика добычи;

- свойства флюидов;

- изменение указанных параметров со временем (на короткий период, например, из-за сегрегации газа в верхней части скважины при ее остановке, и на долгосрочный период, например, падение давления в пласте и увеличение содержания воды).

I.9.1.9 Подобное моделирование позволяет определить:

- оптимальный диаметр линии для установленного диапазона дебитов скважин и снижения давления;

- ограничения максимальной скорости флюида для уменьшения эрозии;

- требования к минимальной скорости флюида;

- нагрузку от жидкости в НКТ (для определения возможности поднятия продукции из скважины);

- скопление жидкости в системе выкидных линий (чтобы увеличение расхода не превысило производительность оборудования на главном сооружении);

- образование и перемещение отложений песка в более пологих участках ствола скважины и в системе выкидных линий;

- возможность образования газожидкостных пробок в системе;

- необходимость использования механизированных методов добычи, включая газлифт (в скважине, на подводном манифольде или в основании райзера) и подводные насосы (в скважине или на морском дне).

I.9.1.10 В многофазных системах, в отличие от однофазных, больший диаметр выкидных линий не обязательно обеспечивает большую пропускную способность. Кроме того, в глубоководных системах наибольший перепад давления и температуры часто происходит в райзере.

I.9.1.11 Оптимизация конструкции системы включает нахождение компромиссных решений относительно параметров, упомянутых выше, и других параметров, включая:

- использование оборудования и линий стандартных размеров;

- температурные ограничения для выбранного оборудования;

- сложность и стоимость монтажа выбранного оборудования;

- требования к испытаниям скважин;

- необходимость обеспечения резерва производительности для будущего расширения системы;

- способность накопления продукции в системе (если остановка добычи в газовой или газоконденсатной системе вызовет существенные экономические последствия);

- общая стоимость установленной системы.

I.9.1.12 Одним из наиболее важных результатов гидравлического/теплового моделирования является прогнозирование формирования пробкового режима течения.

I.9.1.13 Пробковое течение принято моделировать с использованием модели "единичной ячейки", которая описывает поток как последовательность одинаковых жидкостных пробок и газовых пузырей, движущихся по пленке жидкости на дне трубы (в горизонтальных и близких к горизонтальным трубопроводах). Благодаря относительной простоте и эффективности вычислений, эта модель имеет преимущество для тех случаев, когда пробковое течение не является доминирующим режимом потока, или для параметрических исследований установившегося состояния, при которых требуется оценка большого числа сценариев.

I.9.1.14 Однако для основного морского сооружения (где имеются значительные ограничения по весу и площади) при разработке экономически эффективной конструкции оборудования требуется детальное моделирование газожидкостных пробок. Современные модели, известные как модели "отслеживания пробки", позволяют прогнозировать образование, взаимодействие и диссипацию отдельных пробок по мере их продвижения по системе. Такие модели позволяют рассчитать объем, скорость и частоту газожидкостных пробок, а также перепады давления в переходных и установившихся режимах.

I.9.1.15 Образование газожидкостных пробок в многофазной добычной системе может быть классифицировано в соответствии с механизмом возникновения:

- гидродинамическое (нормальное) образование газожидкостной пробки;

- рельефное (труднопреодолимое) образование газожидкостной пробки.

I.9.1.16 Образование газожидкостных пробок также зависит от эксплуатационной деятельности, например, пуска, остановки и изменения динамики добычи, операций очистки с запуском специальных устройств.

I.9.1.17 Указанные механизмы образования пробок могут присутствовать в системе одновременно, что приводит к их взаимодействию и чрезвычайному усложнению анализа.

I.9.1.18 Гидродинамическое образование газожидкостных пробок (известное как нормальное) обычно происходит при умеренных скоростях газа и жидкости. Однако по мере увеличения относительной скорости движения газа в жидкости начинают образовываться волны. Это происходит до того момента, пока высота волны не достигает верха трубы, что и ведет к образованию пробки. Такие пробки часто образуются у входа или вблизи входа в систему и могут увеличиваться или уменьшаться по направлению потока из-за изменений угла наклона или эффекта сжимаемости.

I.9.1.19 Длина гидродинамических пробок зависит в основном от диаметра выкидной линии (но, как правило, она относительно небольшая и составляет от 20 до 40 диаметров трубы). Следовательно, использование двух линий меньшего диаметра вместо одной линии большего диаметра может обеспечить контроль образования газожидкостных пробок такого типа. Однако эти короткие часто повторяющиеся пробки могут объединяться в более длинные пробки под действием рельефа или других факторов.

I.9.1.20 Причиной рельефного образования газожидкостных пробок является накопление значительных объемов жидкости в пониженных участках трубопровода. Как только жидкость доходит до верха трубы, газ, остановленный жидкостной пробкой, начинает сжиматься до тех пор, пока его давление не станет достаточным для преодоления гидростатического напора жидкости, после чего происходит расширение газа и выброс жидкости.

I.9.1.21 По мере того как пробка перемещается вверх по наклонному участку, жидкость отделяется от задней части пробки и стекает обратно в нижнюю точку участка трубы. В то же время стратифицированная жидкость собирается перед пробкой и дополняет ее переднюю часть. Если новой жидкости будет недостаточно для замещения потерянной, пробка разваливается до достижения следующей пиковой точки трубопровода. В системах с установившимся потоком жидкость со временем накапливается в нижней точке и может быть удалена из системы. Из-за действия силы тяжести рельефное образование пробок представляет большую угрозу в трубопроводах, имеющих уклон.

I.9.1.22 В самой низкой точке (т.е. у основания райзера) рельефное образование пробок является серьезной проблемой и имеет название "райзерной пробки". Райзерная пробка возникает в том случае, когда жидкость накапливается у основания райзера в течение продолжительного периода времени при определенных условиях потока, в частности, когда линия имеет уклон в сторону райзера при низком расходе. Такие пробки могут привести к серьезным проблемам, особенно в глубоководных СПД. Райзерным пробкам уделяется особое внимание при проведении анализа системы и при разработке необходимых решений.

I.9.1.23 Образование газожидкостной пробки в процессе эксплуатации вызывается запланированными изменениями в работе системы, например, использованием СОД, при пуске системы, ее продувке, изменении динамики добычи.

I.9.2 Методы решения

I.9.2.1 Общие положения

При изучении приведенных ниже методов решения проблемы необходимо помнить, что не существует универсального средства предотвращения образования серьезных газожидкостных пробок, и для принятия наиболее эффективного решения необходимо оценивать ситуацию в каждом конкретном случае. Предложенные методы решения помогут предотвратить, снизить или контролировать образование гидродинамических или рельефных пробок.

Классификация методов решений проблемы газожидкостных пробок является до некоторой степени произвольной. Следует помнить, что совместное использование двух или более методов может привести к лучшему результату. Например, в некоторых ситуациях контроль образования пробок может осуществляться за счет использования выкидной линии меньшего диаметра в сочетании с ограничением дросселирования на ВС. Ниже рассмотрены предлагаемые методы решения.

I.9.2.2 Варианты проектирования пути движения потока

Возможны следующие варианты при проектировании пути движения потока:

а) уменьшение диаметра НКТ, выкидной линии и райзера. В то время как уменьшение диаметра, как правило, снижает возможность образования газожидкостной пробки и ее размера, данное решение следует оценивать с позиции падения давления и, следовательно, производительности системы. Уменьшение диаметра райзера относительно диаметра выкидной линии может вызвать проблемы при проведении работ с использованием устройств очистки;

b) использование нескольких выкидных линий меньшего диаметра. Использование нескольких выкидных линий меньшего диаметра вместо одной линии большого диаметра снижает возможность образования газожидкостной пробки и ее размер. Данный метод может обеспечить гибкость эксплуатации при опробовании скважин и остановке добычи. В то же время, использование нескольких линий приводит к увеличению стоимости трубопровода и необходимости в дополнительных райзерах;

c) изменение трассы трубопровода. В некоторых случаях целесообразно проложить трубопровод таким образом, чтобы обойти пониженные участки морского дна, или обеспечить положительный наклон на участке подхода к основанию райзера (предпочтительно на дистанции, превышающей в несколько раз высоту райзера).

I.9.2.3 Газлифт и обводная линия для газа

Увеличение объема газа в потоке за счет его закачки в скважину, в начало выкидной линии или в основание райзера может оказывать положительный эффект на систему с точки зрения возможности образования газожидкостных пробок.

Закачку газа в выкидную линию у основания райзера можно осуществлять с помощью внешней или внутренней линии небольшого диаметра. Закачиваемый газ будет способствовать подъему жидкости в райзере, предотвращая, таким образом, образование жидкостной пробки у его основания.

Недостаток такого способа связан с необходимостью установки дополнительного райзера или выкидной линии, а также системы подводных клапанов, шлангокабеля управления и компрессорного оборудования на главном сооружении. Может возникнуть необходимость нагрева и ингибирования газа для предотвращения образования гидратов и смягчения требований к материалам в точке нагнетания (область с низкой температурой).

I.9.2.4 Установка обводной линии для газа у основания райзера

Альтернативным решением нагнетанию газа в основание райзера является прокладка обходной линии, по которой газ, остановленный в выкидной линии жидкостной пробкой (которая начинает образовываться у основания райзера), нагнетается в райзер выше жидкостной пробки. Такое решение снижает гидростатический напор в райзере и ускоряет перемещение газожидкостной пробки вверх по райзеру.

Подобная обводная линия может быть внешней или внутренней и иметь один или несколько входов. К недостаткам этого технического решения можно отнести необходимость установки подводой трубной обвязки и системы клапанов, а также большое удаление от райзера, на котором должна располагаться точка подсоединения обводной линии к трубопроводу во избежание ее блокировки гидродинамической или рельефной жидкостной пробкой.

I.9.2.5 Варианты управления на верхнем строении платформы

Возможны следующие варианты управления на ВС:

- увеличение противодавления в системе. Увеличение противодавления в системе позволяет снизить возможность образования и величину газожидкостной пробки за счет изменений режима потока в выкидной линии. Однако такое решение может также оказывать существенное отрицательное влияние на производительность системы;

- дросселирование потока. Дросселирование потока через регулирующий клапан, расположенный в верхней части райзера, осуществляется для стабилизации газожидкостного потока в райзере. При этом ускорение жидкости в райзере из-за снижения жидкостного напора (в то время как газовый пузырь следует за жидкостной пробкой в райзер) нивелируется увеличением потерь давления на трение в клапане. Недостатком этого метода регулирования образования газожидкостной пробки является тот факт, что необходимый перепад давления на регулирующем клапане примерно равен давлению столба жидкости в райзере. Это приводит к значительному противодавлению в системе в ситуации, когда райзер расположен на большой глубине;

- автоматизированные штуцеры и устройства подавления пробок. В настоящее время имеется широкий диапазон быстродействующих "интеллектуальных" систем управления для снижения возможности образования серьезной газожидкостной пробки. Такие системы, как правило, управляют давлением в основании райзера с использованием регулирующего клапана, установленного на ВС, или управляют расходом потоков жидкости и газа через мини-сепаратор, расположенный на основном сооружении.

Эти устройства предназначены для минимизации противодавления на систему и, следовательно, негативного воздействия на ее производительность. Поскольку такие системы разработаны недавно, опыт их эксплуатации на месторождении еще недостаточен для демонстрации диапазона применимости.

I.9.2.6 Варианты подводного оборудования

Возможно использование следующего подводного оборудования:

- подводные пробкоуловители. Подводные пробкоуловители могут быть установлены около основания райзера, чтобы перехватывать и разделять входящие газожидкостные пробки. После разделения газ свободно поднимается по одному райзеру, а жидкость закачивается насосом во второй для снижения противодавления на систему от гидростатического напора. Такая система была успешно установлена и работала на промысле, но ее эксплуатация была связана с большими капитальными затратами, а также с использованием электрических погружных насосов, которые требуют периодического извлечения для технического обслуживания;

- подводная сепарация. Разделение добытых флюидов на потоки газа и жидкости с помощью подводного сепаратора в принципе не отличается от использования подводного пробкоуловителя. Этот способ имеет определенные плюсы и минусы. Например, разделение флюидов на входе в выкидную линию может значительно снизить объем ингибиторов, необходимых для предотвращения образования гидратов и коррозии. В этом случае требуются две выкидные линии (отдельно для газа и жидкости) и подводный насос для повышения давления в линии с жидкостью. Подводный сепаратор может быть установлен у основания райзера. В этом случае преимущества и недостатки его применения аналогичны рассмотренным выше для подводного пробкоуловителя.

I.9.2.7 Очистка трубопроводов СОД используются для:

- контроля скопления жидкости;

- диагностики;

- удаления отложений, например, песка и парафина;

- повышения эффективности ингибиторов коррозии.

По мере продвижения устройства очистки вдоль трубопровода, оно собирает перед собой жидкость до тех пор, пока не образуется пробка. Борьба с такими пробками осуществляется путем оптимизации частоты запуска устройств очистки и применения специальных процедур. Например, частое применение устройств очистки поддерживает уровень жидкости в трубопроводе ниже накапливающегося в установившемся состоянии. Таким образом, при каждом проходе устройства вытесняется относительно небольшое количество жидкости, тем самым исключается необходимость использования более мощных установок приема жидкости.

Следует регулировать скорость прохождения устройств очистки таким образом, чтобы расход выходящей из трубопровода жидкости находился в пределах пропускной способности оборудования для ее подготовки. Очевидно, что использование второй линии для подачи жидкости, проталкивающей устройство очистки, облегчает выполнение этого требования, по сравнению с ситуацией, когда устройство после запуска под водой движется под напором добываемой продукции.

I.9.2.8 Пуск и продувка

Когда система остановлена, жидкость стекает в ее пониженные участки. После запуска системы эти скопления жидкости могут выходить в виде пробок. Одним из методов предотвращения образования таких пробок является повышение расхода в линии для выноса скопившейся жидкости перед остановкой системы.

Высокие скорости газа, которые имеют место при продувке линии, могут быть причиной образования переходной гидродинамической газожидкостной пробки.

I.9.2.9 Изменение расхода

Увеличение расхода может привести к увеличению вероятности образования гидродинамической пробки в газоконденсатных системах, если в линии содержится слишком много жидкости. На скопление жидкости в линии оказывает влияние:

- количество жидкости в добываемом флюиде;

- диаметр линии;

- скорость флюида в установившемся режиме;

- наличие пониженных участков в трубопроводе.

Для газоконденсатных трубопроводов, имеющих положительный угол наклона к горизонту по направлению потока, на гидравлический режим оказывает влияние величина угла наклона трубопровода.

Так как жидкие углеводороды и вода, скопившиеся в линии в установившемся режиме, могут разделяться, то увеличение расхода приводит к образованию пробок с более высоким содержанием воды. В результате может сложиться ситуация, когда объем выносимой воды превысит производительность оборудования на главном сооружении.

I.10 Вопросы применения материалов

I.10.1 Общие положения

В то время как термин "обеспечение стабильности потока" обычно используется для описания явлений, которые могут явиться причиной снижения объема добываемых флюидов (за счет возникновения физических препятствий или значительного увеличения перепада давления), есть два вопроса, связанные с выбором материалов, которые напрямую влияют на рассматриваемые процессы и, следовательно, заслуживают краткого упоминания.

Следует заметить, что подробные рекомендации по вопросам, относящимся к используемым материалам, даны в разделе 6 и в других частях ИСО 13628. В данном разделе их рассмотрение ограничено аспектами, связанными с проблемами обеспечения стабильности потока.

I.10.2 Коррозия

Режим потока может влиять на коррозию, так, например, химическое ингибирование трубопроводов из углеродистой стали может быть неэффективным в двухфазном потоке, поскольку ингибитор остается в жидкой фазе. Аналогично, пробковое течение или высоко турбулентный поток могут привести к удалению ингибитора коррозии со стенок трубопровода.

Параметры давления и температуры также влияют на эффективность применения ингибитора коррозии, поэтому при проектировании добычной системы этот факт следует принимать во внимание.

Процесс коррозии может проходить более интенсивно под отложениями песка или солей на стенках трубы, при этом в сочетании с эрозией коррозия может ускоряться.

Ингибиторы коррозии и другие реагенты, добавленные для обеспечения стабильности потока, следует проверять на совместимость с другими реагентами и материалами. Например, растворители парафина и диспергаторы могут разрушать защитные пленки, образованные ингибиторами коррозии, в то время как неразбавленный ингибитор коррозии может фактически ускорить коррозию некоторых сталей.

Ингибиторы коррозии могут стабилизировать эмульсии и вызывать сильное образование пены, поэтому до окончательного выбора/изменения ингибитора коррозии следует проводить испытания на добываемом флюиде.

I.10.3 Экстремальные температуры

Низкие температуры могут возникать при первичном и повторном пуске системы за счет эффекта Джоуля-Томсона по мере прохождения газа через штуцер подводной устьевой арматуры до того, как система нагреется потоком добываемого флюида. Охлаждение вследствие эффекта Джоуля-Томсона может стать причиной возникновения низких температур в системе газлифта в основании райзера (используемой для управления газожидкостной пробкой).

Низкие температуры могут вызываться изоэнтропическим охлаждением во время снижения давления и привести к хрупкому разрушению непригодных для таких условий материалов или способствовать образованию гидратов и/или парафина в системе сбора и выкидных линиях.

Для исключения таких проблем вопросы влияния низких температур должны рассматриваться при определении спецификации на материалы и на стадии проектирования процедур эксплуатации системы.

Все элементы системы, включая выкидные линии, имеют ограничения на максимальную рабочую температуру, которые зависят от материалов конструкции, процентного содержания и состава (включая рН) добываемой воды. В некоторых случаях этот температурный предел может лежать в диапазоне температур добываемых флюидов и, следовательно, может возникнуть необходимость использования в системе различных материалов.