авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Технология использования вспененных ингибирующих композиций в условиях солеотложения и коррозиипри добыче нефти

-- [ Страница 2 ] --

Из таблицы 1 видно, что проанализированные осадки представлены, в основном, соединениями Ca, Fe и S. На основании этого можно судить о минеральном составе отложений. В настоящий период разработки на большинстве залежей этого региона образуются отложения, содержащие, в основном, сульфид железа, гипс, кальцит, а в качестве примесей – галит, механические частицы глины и песка, углеводородные компоненты нефти, выпадающие в виде твердой фазы. Получаемые в результате рентгенофлуоресцентного анализа данные свидетельствуют об эффективности его применения в качестве экспресс-метода изучения элементного состава осадков.

Появление в составе отложений сульфида железа связывается с наличием большого количества сероводорода. Проведенные при участии автора исследования позволили выявить следующие возможные его источники: нефть с содержанием реликтового сероводорода; наличие сероводорода в закачиваемой в пласт для ППД воде; продукты жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ); сероводород, поступающий с углеводородным газом из выше- и нижележащих горизонтов при эксплуатации скважины.

Наличие сероводорода в нефти и закачиваемой воде осложняет эксплуатацию скважин и приводит к повышенной сероводородной коррозии оборудования. Поступление из пласта и ПЗП ионов железа при взаимодействии с H2S ведет к образованию сульфида железа. Поступление ионов железа в скважины происходит из закачиваемой, содержащей ионы железа в своем составе, а также попутно добываемой воды за счет геохимических процессов взаимодействия железосодержащих минералов с кислородом воздуха в закачиваемой воде. Образование отложений сульфида железа происходит при взаимодействии сероводорода с ионами железа в ПЗП и скважине. Формирование осадка сульфида железа протекает обычно при одновременном развитии сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) на поверхности стального оборудования, что значительно ухудшает эксплуатационные показатели скважин.

На рисунке 1 приведена схема характерных зон образования отложений солей с сульфидом железа, интенсивной коррозии и образования колоний СВБ: межтрубное пространство эксплуатационной колонны и НКТ от устья скважины до уровня жидкости (1); зона нефти от динамического уровня до приема насоса (3); интервал эксплуатационной колонны от приема насоса до забоя (4). Отложения солей могут формироваться в ПЗП (5). При перекачке перенасыщенных растворов отложения солей образуются в глубинном насосе (7) и на внутренней поверхности НКТ (2).

1 – попутный газ; 2 – колонна НКТ; 3 – интервал газированной нефти;
4 – пластовая жидкость с сероводородом; 5 – продуктивный пласт;
6 – эксплуатационная колонна; 7 – электроцентробежный насос с приемным фильтром; 8 – уровень приемной сетки насоса; 9 – отложения солей и продуктов коррозии

Рисунок 1. Схема скважины с зонами отложения солей сложного состава

Борьба с отложениями и коррозией делится на предотвращение их возникновения и непосредственное удаление образовавшихся осадков и восстановление производительности скважинного оборудования. Проведенный автором анализ применяемых технологий защиты показывает, что наиболее эффективно защищается оборудование в следующих зонах: ПЗП – интервал обсадной колонны от перфорационных отверстий до приема насоса – насос –
НКТ – выкидная линия.

В то же время, проведенные автором исследования показывают необходимость эффективной защиты от сероводородной коррозии межтрубного пространства обсадной колонны и НКТ. В таблице 2 приведены промысловые данные по скважинам Арланского УДНГ за 1995-2007 гг. Они свидетельствуют о том, что наибольшее количество нарушений герметичности обсадных колонн в работающих скважинах приходится на зону от интервала перфорации до приема насоса (66% в среднем за исследованный период). Остальные 34% приходятся на нарушения обсадной колонны в менее напряженном интервале – от приема насоса до устья скважины. Столь значительное количество нарушений обсадной колонны требует системной защиты скважинного оборудования в интервале межтрубного пространства между обсадной колонной и НКТ выше приема насоса.

Таблица 2 – Поинтервальная доля нарушений герметичности обсадной колонны скважин Арланского УДНГ

Год Доля нарушений герметичности эксплуатационной колонны, %, в интервале
от перфорированной зоны до приема насоса от приема насоса до динамического уровня от динамического уровня до устья скважины
1995 50,0 8,3 41,7
1996 50,0 0,0 50,0
1997 80,0 0,0 20,0
1998 60,0 0,0 40,0
1999 55,6 11,1 33,3
2000 43,8 18,8 37,5
2001 63,6 6,1 30,3
2002 71,4 3,6 25,0
2003 81,8 18,2 0,0
2004 53,8 38,5 7,7
2005 84,2 15,8 0,0
2006 78,6 7,1 14,3
2007 57,1 35,7 7,1

Во второй главе рассматривается влияние техногенных факторов на продолжительность эксплуатации скважин, работающих в условиях отложения солей, на примере разработки Акинеевского участка Арланского месторождения. Геологическое строение продуктивных пластов участка является типичным для месторождения в целом.

Эксплуатации скважин Акинеевского участка была серьезна осложнена ростом аварийности эксплуатационных колонн из-за их коррозионного износа, большим количеством ремонтов скважин (связанных с необходимостью очистки скважин от отложений неорганических солей), большим объемом работ по защите от коррозии выкидных линий нефтяных скважин и т.д. Основной причиной всех этих осложнений является закачка пресных вод завода «Искож» для поддержания пластового давления, характеризующихся высокой коррозионной активностью, а также недостаточной очисткой этих вод от твердых компонентов, нефтепродуктов и т.п. Применение в системе ППД коррозионно-активного агента существенно повлияло на эксплуатацию скважин участка.

На основе исследования влияния такого техногенного воздействия автором проведен анализ искривленности ствола скважин и особенностей геохимических процессов, протекающих в них, на срок службы скважин.

Проведен анализ эксплуатации ликвидированного фонда скважин Акинеевского участка. Установлено, что искривленность ствола скважины является основным отличительным фактором, заложенным на этапе их проектирования. Кроме того, искривленность является нежелательным постоянно действующим фактором, увеличивающим интенсивность механического износа и коррозии обсадной колонны в течение всего срока службы скважины. По ликвидированным 24 скважинам определен срок их службы. Сопоставление сроков службы скважин с значениями искривления ствола показало, что для трех условно вертикальных скважин с зенитным углом 2-5 град срок службы изменяется в пределах 23-30 лет, причем существенного влияния осложнений и ремонтов на обсадную колонну не наблюдалось. При максимальных зенитных углах (15-48 град) прослеживается зависимость срока службы скважины Тс
от максимального зенитного угла (степени искривления ствола скважины z) (рисунок 2), которая выражается уравнением

Тс = 0,0088·z2 – 0,9095·z + 36,696. (1)

Уравнение справедливо для интервала максимального зенитного угла от 15 до 50 град для геолого-промысловых условий, эксплуатации и ремонта скважин Акинеевского участка. Величина достоверности аппроксимации для этого уравнения составляет 0,86. Из рисунка 2 видно, что при максимальном зенитном угле около 20 град срок службы обсадной колонны достигает 23 лет и более, при 32-34 град снижается до 16-17 лет, а при сильной искривленности ствола (45-
48 град) снижается до 13-15 лет.

 Зависимость срока службы скважины от искривления ствола по Акинеевскому-1

Рисунок 2. Зависимость срока службы скважины от искривления ствола по Акинеевскому участку

С учетом характерных особенностей условий добычи продукции и процесса заводнения при разработке пласта C12h Акинеевского участка установлены следующие периоды эксплуатации каждой скважины: безводный; начального обводнения продукции до появления в скважине отложений гипса; добыча обводненной продукции в условиях активного отложения гипса на стенках оборудования; стабильная добыча высокообводненной продукции с опресненной водой; появление в обводненной продукции сероводорода, образование отложений солей сложного состава с сульфидом железа и завершение отбора продукции. Распределение срока службы ликвидированных скважин Акинеевского участка приведено на рисунке 3.

 Распределение срока службы ликвидированных скважин Акинеевского участка-2

Рисунок 3. Распределение срока службы ликвидированных скважин Акинеевского участка по выделенным средним периодам эксплуатации

Анализ периодов работы скважин, эксплуатация которых завершена, показал, что доля периода безводной эксплуатации составляет в среднем 9,3% срока службы скважины. Обычно в этом периоде не происходит серьезных осложнений, требующих проведения трудоемких дорогостоящих ремонтов.

С началом обводнения продукции скважин наступает новый важный период эксплуатации, поскольку до ликвидации они дают обводненную продукцию, а большая часть срока службы характеризуется преобладающим содержанием воды. При достижении в пластовой хлоркальциевой воде концентрации сульфат-ионов выше равновесной начинается отложение гипса в скважинном оборудовании.

Период интенсивного отложения гипса, составляющий в среднем 26,9% срока службы скважины, характеризуется большим числом ремонтов и низким МРП. По всему фонду скважин снижаются дебиты, происходят обрывы штанг, преждевременно выходят из строя насосные установки. В структуре ремонтов начинают появляться трудоемкие КРС по удалению гипса, при которых выполняются механическая очистка и шаблонирование колонны, термогазохимическое воздействие, солянокислотная обработка. Обработки ПЗП проводятся с использованием композиций химических реагентов для предупреждения отложений гипса. Сточная вода завода «Искож», закачиваемая в пласты до 1996 г, содержала большое количество растворенных солей. При таком техногенном воздействии происходило смешение этих вод с пластовыми, что сопровождалось интенсивным процессом гипсообразования в нефтепромысловом оборудовании и в ПЗП. Коррозия обсадной колонны зависела от состава воды, в которой содержалось большое количество сульфатов кальция и ингибиторов на основе фосфоновых солей.

По мере вытеснения закачиваемой водой пластовой воды минерализация последней значительно уменьшалась. Попутно добываемая вода оказалась малоперенасыщенной или недонасыщенной ионами кальция, хотя содержание сульфат-ионов продолжало медленно увеличиваться. Такой баланс не приводил к интенсивным отложениям солей. В скважинах выполнялось относительно небольшое число ремонтов, МРП увеличился. Длительность этого периода составила в среднем 29,8%, основным коррозионным агентом являлась попутно добываемая вода, обогащенная сульфатами и растворенным в ней кислородом.

Эксплуатация скважины завершается периодом отложения комплексных солей. В скважине начинается активное проявление сульфатредукции: рост СВБ и выделение сероводорода, который, взаимодействуя с ионами железа, содержащимися в попутно добываемой воде, приводит к образованию и отложению на поверхности оборудования сульфида железа. Содержание последнего начинает преобладать в составе отложений. Несмотря на увеличение дозировок ингибиторов, что позволило получить сравнительно высокий МРП, в скважине проводится наибольшее число трудоемких дорогостоящих КРС по восстановлению герметичности обсадной колонны. Этому, как правило, предшествуют практически полное обводнение продукции, остановка скважин для перевода в пьезометрический или нерентабельный фонд. Резко изменяется плотность попутно добываемой воды, увеличивается концентрация клеток бактерий и вынос механических частиц. Поэтому для выявления интервалов негерметичности крепи проводятся исследовательские работы. В подобных предаварийных ситуациях скважины либо сразу переводились в консервацию и ожидание ликвидации, либо принималось решение о необходимости КРС. Основным коррозионно-активным агентом являлась вода, насыщенная агрессивными солеобразующими ионами, сероводородом. На поверхности оборудования развивались колонии СВБ.

Для более продолжительной защиты скважинного оборудования в интервале межтрубного пространства эксплуатационной колонны и НКТ (зоны 1 и 3 на рисунке 1), характеризующегося недостаточно эффективной защищенностью от коррозии и солеотложения, а также защиты в других интервалах при участии автора разработана технология закачки ингибирующих композиций в межтрубное пространство во вспененном виде.

В третьей главе рассматриваются особенности разработки и применения этой технологии. Сущность разработанной технологии заключается в том, что в межтрубное пространство скважины подается ингибирующая композиция в составе азотсодержащей пены. Вспенивание ингибирующей композиции производится для снижения ее плотности и более равномерного заполнения межтрубного пространства. Вспененная ингибирующая композиция (ВИК) способна длительное время сохранять свою структуру и обеспечивать защиту скважинного оборудования, контактируя с поверхностью НКТ и эксплуатационной колонны. При этом содержащийся в ней ингибитор коррозии образует на поверхности металла защитную пленку, а ингибитор отложения солей, адсорбируясь на поверхности оборудования, предотвращает агрегацию зародышей микрокристаллов сульфида железа. Защита межтрубного пространства скважины в интервале от уровня жидкости до приема насоса, а также самого насоса и далее внутренней поверхности НКТ обеспечивается постепенным поступлением жидкой фазы ингибирующей композиции. При этом жидкая фаза композиции образуется «сверху вниз» вследствие постепенного разрушения пены со свободной поверхности под воздействием сил гравитации. В результате ингибирующая композиция смачивает поверхность металла, обеспечивая дополнительную защиту поверхности межтрубного пространства скважины в интервале от устья до уровня жидкости, а также обогащение жидкой фазой нижних слоев вспененной композиции. Таким образом, осуществляется дозирование ингибиторов в течение определенного времени и достигается полная защита по схеме: поверхность межтрубного пространства от устья до динамического уровня – интервал нефти – рабочие органы насоса – внутренняя поверхность НКТ – выкидная линия скважины.

Ингибирующая композиция перед вспениванием должна быть по составу близкой к однородной. Для этого необходимо соблюдать последовательность смешивания реагентов. Вначале перемешиваются ингибирующие реагенты, а затем добавляется пенообразователь. Водные растворы реагентов затворяют на нефти и тщательно перемешивают. Количественное соотношение этих реагентов, необходимость добавления или исключения какого-то из компонентов зависит от фоновой коррозии, насыщенности попутных вод солями, склонными к выпадению в виде твердой фазы, содержания сероводорода и СВБ. Лабораторными и промысловыми исследованиями определены оптимальные соотношения реагентов в композиции и объемы их закачки в составе пены: ингибитор коррозии
Азимут-14 (30-35%), нефть (40-45%), пенообразователь (15-17%), ингибитор солеотложения СНПХ-5313 (9-10%).

Разработка технологии обработки скважин с помощью ВИК потребовала создания специальной установки по получению пены и ее закачке. После проведения первых обработок были определены недостатки использованной схемы и установка усовершенствована. Ее принципиальная схема представлена на рисунке 4.

1 – УНЦВ-32х4; 2 – подпорный насос НБ-32; 3 – цистерна; 4 – ультразвуковой расходомер типа «Панаметрикс»; 5 – шланг подачи композиции в пеногенератор;
6 – пеногенератор с манометром; 7 – затрубная задвижка; 8 – шланг подачи азота в пеногенератор; 9 – кабель УЭЦН; 10 – выкидная линия скважины; 11 – редуктор давления; 12 – рабочий и резервный баллоны с азотом; 13 – УАЗ «Терминал»

Рисунок 4. Схема размещения оборудования при обработке скважины вспененной ингибирующей композицией

Основным элементом установки является пеногенератор 6 для вспенивания ингибирующей композиции. Вспенивающим газом является азот, находящийся в баллоне 12 с редуктором давления и манометром 11. Жидкая часть ингибирующей композиции готовится на реагентной базе и подвозится к скважине в установке УНЦВ-32х4. Для подачи жидкой композиции от цистерны до пеногенератора используется собственный подпорный насос 2 УНЦВ-32х4 с шлангом 5. Приготовленная вспененная ингибирующая композиция подается в межтрубное пространство скважины через затрубную задвижку скважины, к которой и подсоединяется пеногенератор.

В четвертой главе рассматриваются результаты внедрения технологии обработки скважин вспененными ингибирующими композициями коррозии и солеотложения в условиях Арланского месторождения. Так, за период 2000-
2007 гг. проведено 50 обработок. Массовое проведение обработок начато с 2005 г., когда было проведено сразу 10 скважино-обработок. Обобщение результатов этих обработок позволило подготовить стандарт ОАО «АНК «Башнефть» по технологии их проведения – СТО 03-187-2005.



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.