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:   || 2 |

Совершенствование технологий и технических средств для предупреждения и удаления солеотложений в добывающих скважинах (на примере месторождений ООО

-- [ Страница 1 ] --

УДК 622.276

На правах рукописи

Хайбуллин Дамир Мухаметович

Совершенствование технологий и технических средств для предупреждения и удаления солеотложений
в добывающих скважинах

(на примере месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз»)

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Уфа 2010

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии
«Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»)

Научный руководитель доктор технических наук Багаутдинов Наиль Явдатович
Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Нугаев Раис Янфурович
кандидат технических наук
Баринов Борис Александрович
Ведущее предприятие ООО Инжиниринговая компания «ИНКОМП-нефть» (г. Уфа)

Защита диссертации состоится 19 августа 2010 г. в 1330 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 19 июля 2010 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук Л.П. Худякова

Введение

Актуальность проблемы

Деятельность нефтяных компаний России осложнена значительными технологическими проблемами: для добычи трудноизвлекаемых запасов требуется применение сложных и дорогостоящих технологий, что делает добычу значительно более затратной, нежели на Ближнем Востоке, в Африке и даже на шельфе.

Истощение активных запасов нефти на большинстве месторождений России сформировало понятие «период поздней стадии разработки объекта». Он характеризуется накоплением различных признаков техногенного воздействия на пласт вследствие нагнетания воды, охлаждения пластов, применения микробиологических, физико-химических и других методов вытеснения нефти, ведущих к ухудшению фильтрационных характеристик пластовых коллекторов и флюидов. Образование отложений в призабойной зоне пласта (ПЗП) приводит к снижению проницаемости в этой части коллектора, к неоднородностям профилей притока и приемистости. Отложения в насосно-компрессорных трубах (НКТ) существенно уменьшают их фактический диаметр, но наиболее уязвимыми элементами по солеотложению, от которых зависит вся гидродинамика электроцентробежных насосов (ЭЦН), являются его рабочие органы. Отложение солей в них приводит к снижению коэффициента полезного действия (КПД), заклиниванию вала, отказу погружного электродвигателя (ПЭД), увеличению вибрации, усиленному износу опорных поверхностей, уменьшению подачи, вплоть до ее прекращения.

В настоящее время на месторождениях Западной Сибири, Урала и Поволжья из-за старения фонда скважин значительно возросла их обводненность (более 90 %), и, как следствие, усилились процессы солеотложения. По данным НГДУ «Мамонтовнефть», 41 % преждевременных отказов в работе установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) происходит по причине отложения солей на рабочих органах ЭЦН. В скважине наиболее интенсивное образование солевых отложений происходит на приеме насоса, в его рабочих органах и в насосно-компрессорных трубах. Дальнейшее отложение солей с меньшей интенсивностью происходит в системах нефтесбора, нефтеподготовки и поддержания пластового давления (ППД).

Таким образом, добыча обводнённой нефти, особенно в интенсивно-искривлённых скважинах, приводит к преждевременному выходу из строя нефтепромыслового оборудования и ремонту скважин из-за износа, росту динамических нагрузок, коррозии металла оборудования, увеличивает расход электроэнергии, требует дополнительных материальных и трудовых затрат, т.е. приводит к ухудшению технико-экономических показателей работы нефтедобывающих предприятий и компаний в целом.

Применяемые методы воздействия, препятствующие отложению солей и коррозии, в основном базирующиеся на кислотных обработках в сочетании с использованием поверхностно-активных веществ и ингибиторов коррозии, оказались недостаточно эффективны.

С учётом изложенного, назрела необходимость совершенствования существующих и создания новых технологий и устройств для добычи нефти из скважин осложнённого фонда на поздней стадии их эксплуатации.

Цель работы разработка научно обоснованных технологических и конструктивных решений, направленных на предупреждение и удаление отложений солей в процессе добычи обводненной нефти, и внедрение на их основе эффективных профилактических мероприятий и устройств.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие
основные задачи:

- исследование механизмов образования и предупреждения твёрдых отложений в добывающих скважинах Тимано-Печорской и Урало-Поволжской провинций;

- разработка интеллектуальных систем ЭЦН АКМ, способных в режиме «автоадаптации» изменять режим работы;

- усовершенствование конструкции погружного скважинного контейнера (ПСК), обеспечивающего повышенную эффективность защиты от солеотложений на приёме ЭЦН;

- разработка электрохимического метода и на его основе технических устройств для предупреждения образования солеотложений и снижения скорости коррозии в проточной части ЭЦН, на корпусе ПЭД и в колонне лифтовых труб добывающих скважин;

- разработка способа запуска центробежного насоса для осложнённых скважин повышенной обводнённости и минерализации;

- разработка комплекса мероприятий по внедрению обновлённых технологий и технических средств в практику работы скважин осложненного фонда добывающих компаний.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач основано на комплексном подходе с использованием методов статистического анализа.

Для подтверждения выводов и реализации предложенных методов использованы экспериментальные данные, полученные при опытно-промышленных испытаниях.

Научная новизна результатов работы:

– установлено, что в качестве способа предупреждения солеотложений в верхней части скважинного оборудования возможно использование вторичных эффектов при электролизе пластовых вод повышенной минерализации, эмульгированных в нефти;

– представлен комплексный механизм предупреждения и снижения солеотложения в глубинно-насосном оборудовании добывающих скважин;

– разработаны устройства для предупреждения твёрдых отложений в проточной части в интервале глубин «забой скважины приём насоса».

На защиту выносятся:

– результаты экспериментального изучения эффектов при электролизе высокоминерализованных пластовых вод, эмульгированных в нефти;

– результаты промысловых исследований электрохимического воздействия на отказ скважинного оборудования.

Практическая ценность результатов работы

Применение разработанных методических рекомендаций и технических средств позволяет предупредить образование твёрдых отложений, включая коррозионные, снизить объем применения ингибиторов, сократить количество дозировочных насосов и увеличить межремонтный период работы скважин осложнённого фонда.

Реализация работы

Разработанные методические рекомендации и комплекс технических решений по предупреждению солеотложений используются в скважинах месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз».

В результате применения разработанных технических устройств для предупреждения твёрдых отложений межремонтный период скважин увеличен в 1,5 раза.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались на научных советах и технических совещаниях НК «Роснефть» (г. Москва, 2006 г.), ОАО «Газпром» (г. Москва, 2006 г.); на научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2008 г., 2010 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 15
научных трудах, в том числе в одном ведущем рецензируемом научном журнале, рекомендуемом ВАК Министерства образования и науки РФ, получено 8 патентов РФ.

Структура и объём работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 99 наименований. Работа изложена на 128 страницах машинописного текста, содержит 14 таблиц и 18 рисунков.

Краткое СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе проведен анализ видов осложнений, возникающих при механизированной добыче нефти.

Осложненный фонд скважин в каждой нефтедобывающей компании стабильно растет, что является во многом следствием условий эксплуатации нефтяных месторождений, в частности заводнения залежей. Вследствие его активного использования обводненность продукции скважин в настоящее время в среднем по отрасли превышает 80 %. Значительная обводненность сопровождается коррозионным поражением оборудования и труб, отложением асфальтосмолопарафиновых соединений, неорганических солей и продуктов коррозии (рисунок 1). Основными проблемами, осложняющими технологический процесс механизированной добычи нефти, являются: засорение и истирание центробежных насосов ЭЦН абразивными частицами в скважинах после гидроразрыва пласта (ГРП) или частицами горных пород (29 % отказов), отложение солей на рабочих органах ЭЦН (21 % отказов), перегревы и отказы узлов по температуре (7 % отказов) и влияние свободного газа в перекачиваемой жидкости.

В частности, компанией ООО «РН-Юганскнефтегаз» более 95 % нефти добывается с помощью погружных электроцентробежных насосов, которые занимают более 2/3 в общей структуре эксплуатационного фонда скважин. Процесс добычи нефти сопряжён с большим количеством осложняющих факторов, в связи с чем одной из основных задач, стоящих перед нефтяной компанией, является снижение степени влияния этих факторов, что позволит снизить затраты, повысить эффективность производства.

  Примеры отложения солей на рабочих органах УЭЦН и НКТ Необходимо-4

Рисунок 1 – Примеры отложения солей на рабочих органах УЭЦН и НКТ

Необходимо отметить, что увеличение наработки на отказ УЭЦН, например, на 10 % стоит компании более полумиллиарда рублей в год (включая затраты на ремонт скважин и оборудования, потери в добыче нефти за время ремонтов скважин). В свою очередь, существующая стратегия интенсификации добычи в большинстве компаний России направлена на работу УЭЦН в ещё более жестких условиях, что требует изменения устоявшихся взглядов на конструктивные и технологические особенности скважинного оборудования.

Вторая глава посвящена рассмотрению технологий применения химических средств борьбы с солеотложениями и их предупреждению, в частности, на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Именно на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» наиболее остро стоят задачи снижения рисков солеотложения, оптимизации применяемых технологий, выбора приоритетов в использовании новейших технологий предупреждения солеотложения. На рисунке 2 представлен мировой и российский опыт применения способов ингибиторной борьбы с солеотложениями.

Рисунок 2.1 Мировой и российский опыт способов борьбы с солеотложениями

Рисунок 2 Мировой и российский опыт применения способов ингибиторной борьбы с солеотложениями

Межремонтный период механизированного фонда скважин, осложненных солеотложением, иногда снижается до 30 суток. Одновременно с этим выпадение солей в призабойной зоне пласта становится причиной снижения добычи нефти из добывающих скважин. В первую очередь солеотложению способствуют рост обводненности добываемых флюидов при переходе большинства месторождений региона на заключительную стадию разработки, увеличение содержания катиона кальция Са+2 в пластовых водах и их водородного показателя рН. Эти факторы решающим образом влияют на насыщенность вод гидрокарбонатно-натриевого типа, к которому относится большинство пластовых вод, карбонатом кальция.

Именно этот фактор явился причиной того, что за последние несколько лет в ООО «РН-Юганскнефтегаз» наметилась устойчивая тенденция увеличения количества осложненных солеотложением скважин, которое к настоящему времени превысило значение 1150. Преждевременный выход из строя насосного оборудования в осложненных солеотложением скважинах обусловил необходимость реализации различных технологий предупреждения и удаления этих отложений.

Для удаления солевых отложений с рабочих органов ЭЦН, находящихся в из призабойной зоне скважины, в ООО «РН-Юганскнефтегаз» широко используются кислотные обработки.

С целью предупреждения отложения солей применяют технологии непрерывного дозирования ингибитора при помощи наземных установок дозирования эмульгаторов (УДЭ); периодической подачи реагента в затрубное пространство скважин; закачки ингибитора солеотложения совместно с нагнетаемой в пласт водой через систему ППД; ингибирования добываемых флюидов с использованием погружных скважинных контейнеров-дозаторов, заполненных твердым композиционным ингибитором.

Накопленный опыт использования технологий борьбы с солеотложением позволил определить критерии выбора скважин для их наиболее эффективного применения:

ингибирование с помощью погружного скважинного контейнера среднедебитных скважин (до 80 м3/сут) с обводненностью продукции более 50 %;

постоянное дозирование высокодебитных скважин с широким диапазоном обводненности продукции (10…85 %);

периодическое дозирование среднедебитных скважин (менее 80 м3/сут) с обводненностью продукции более 80 %;

закачка через систему ППД при очаговом расположении скважин, гидродинамической связи нагнетательных скважин с добывающими, низкой хемосорбции ингибитора в пласте.

Перспективной технологией также является технология депонирования ингибитора солеотложений в пласт. Технология заключается в задавливании пачки ингибитора в призабойную зону пласта, где он адсорбируется и удерживается на поверхности породы. Объектами использования этой технологии могут быть высокообводненные скважины средней производительности и среднеобводненные скважины малой производительности.

Результаты применения технологии задавки ингибитора в пласт на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» представлены на рисунке 3. Обработано 5 скважин Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», 2 скважины Комсомольского и 1 скважина Верхнеянгтинского месторождений
ООО «РН-Пурнефтегаз».

  Результаты применения технологии задавки ингибитора в пласт на-5

  Результаты применения технологии задавки ингибитора в пласт на-6

Рисунок 3 Результаты применения технологии задавки ингибитора

в пласт на месторождениях ОАО «НК «Роснефть»

В результате анализа проведенных работ в скважинах
ООО «РН-Юганскнефтегаз» разработаны рекомендации по оптимальному применению технологий по ингибированию солеотложений.

В третьей главе проведены исследования ингибиторов солеотложений. Известно, что пластовые воды месторождений ОАО «НК «Роснефть» крайне разнообразны по своему ионному составу и минерализации. Так, воды ООО «РН-Юганскнефтегаз» относятся к гидрокарбонатному либо хлоркальциевому типу с минерализацией 6,4…47,8 г/л. Попутно добываемые воды пластов месторождений ООО «РН-Ставропольнефтегаз» относятся к хлоркальциевому типу. Их минерализация изменяется от 35,4 до 139,1 г/л. Воды месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз» относятся также, в основном, к хлоркальциевому типу. Реже встречается гидрокарбонатно-натриевый тип вод. Их минерализация изменяется от 4,4 до 22,5 г/л.

Исследование ингибиторов солеотложения проводилось с учетом возможности выпадения как карбоната кальция, так и сульфата бария, а также предрасположенности пластовых и попутно добываемых вод месторождений нефти Западной Сибири к выпадению кальцита, а ООО «РН-Ставрополь-нефтегаз» к выпадению барита.

Как показывают результаты исследования, эффективность ингибирования солеотложения одними и теми же реагентами может существенно различаться в зависимости от индекса насыщения пластовой воды карбонатом кальция. В этой связи для повышения эффективности ингибирования необходим подбор свойств и дозировок ингибитора для каждого осложненного солеотложением месторождения.

В условиях Западной Сибири применяемые ингибиторы солеотложения должны обладать как низкотемпературными параметрами (не замерзать при температуре ниже минус 50 °С), так и высокой термостабильностью, т.к. температура в призабойной зоне пласта и на приеме УЭЦН на ряде месторождений может достигать 110…130 °С. Кроме того, ингибиторы солеотложения должны хорошо перекачиваться в условиях низких температур, не оказывать отрицательного воздействия на процесс деэмульсации водонефтяной продукции и обладать низкой коррозионной активностью.

Учет всех этих параметров позволил подобрать соответствующие ингибиторы солеотложения для большинства осложненных месторождений нефти ООО «РН-Юганскнефтегаз».



Pages:   || 2 |
 





 
© 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.