WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Таблица Динамика ремонтов добывающих скважин, оборудованных УЭЦН, в НГДУ «Уфанефть» Годы Показатель 1996 1997 1998 1999 Эксплуатационный фонд скважин, оборудованных УЭЦН 108 107 107 103 Число скважин, подверженных сероводородной коррозии 64 46 51 46 Количество ремонтов на скважинах из- за коррозии оборудования и отложений сульфида железа 32 35 51 34 Всего ремонтов 67 76 70 78 На основании результатов проведенных исследований установлено, что основная масса отложений сульфида железа в скважинном оборудовании представляет собой продукты сероводородной коррозии металла, которые образуются на внутренней поверхности обсадной колонны и внешней поверхности насосно-компрессорных труб, а затем осыпаются с них и попадают в скважинную продукцию. При этом в скважине можно выделить две основные зоны образования сульфида железа - участки от забоя до насоса и от динамического уровня до устья скважины.

Проведены лабораторные исследования кинетики сероводородной коррозии стали. Полученные экспериментальные данные по коррозии в водной, а также в газовоздушной средах находятся в области значений, отвечающих известным из практики нефтепромысловым данным. Так, выявлено, что скорость коррозии стали в водной среде изменяется в пределах 0,3…0,9, а в газовоздушной – 0,1…0,5 г/(м2*ч) или мм/год. В табл.2 приведены экспериментальные данные по кинетике возрастания толщины и массы продуктов коррозии в газовоздушной среде. По этим данным можно рассчитать скорость коррозии и динамику роста толщины продуктов коррозии.

Таблица Кинетика возрастания толщины и массы продуктов сероводородной коррозии в среде нефтяного газа Толщина Продолжительность образовавшихся Масса собранного с испытаний, сут продуктов коррозии образца осадка, г/10 см(сульфида железа), мм 27 1,2 40 2,0 1,80 3,5 1,100 4,0 2,130 5,2 3,190 5,8 3,240 6,5 3,280 7,4 4,360 7,7 4,Получены расчетные данные по оценке фактического количества образующихся и осыпающихся в течение одних суток продуктов коррозии (осадков сульфида и карбоната железа) с металлической поверхности обсадной колонны и НКТ в зависимости от скорости коррозии стали. При этом в расчетах вес продуктов коррозии, определяемый по потере металла, удваивали, исходя из того, что в состав осадков кроме самого металла входят сера и карбонаты. Расчетная величина образующихся и осыпающихся осадков сульфида железа в добывающей скважине (типовой для нефтяных месторождений Башкортостана конструкции) составляет в среднем 5…10 кг в сутки. За год в такой скважине может образоваться до 5 т продуктов коррозии.

При дебитах скважины 25…75 м3/сут содержание мехпримесей (за счет попадания на прием насоса продуктов коррозии) в добываемой продукции может достигать 300…800 мг/л, что соответствует наблюдаемым на практике значениям.

Для предотвращения попадания осыпающихся из газовоздушной среды межтрубного пространства скважины (выше динамического уровня) продуктов коррозии в ЭЦН предложено использовать естественно существующий и находящийся выше приемного окна насоса слой нефти в качестве плавающего сменного фильтра-накопителя (т.н. «жидкого пакера»). После накопления в этой нефти определенного количества твердых частиц загрязненная нефть в фильтре-накопителе может быть удалена из скважины прямой промывкой скважины водой или нефтью, после чего межтрубное пространство скважины заполняется расчетным количеством свежей нефти. Для повышения удерживающей (по отношению к осыпающимся продуктам коррозии) способности этой нефти предлагается добавлять к ней в качестве загустителя отход производства полиэтилена - низкомолекулярный полиэтилен (ТУ 6-051837-82). Результаты опытов показали, что если исходная нефть вязкостью 15,8*10-2 см2/с обладает удерживающей способностью порядка 120 кг/т, то с ростом вязкости нефти до (230…250)*10-2 см2/с при введении 15% мас.

загустителя ее удерживающая способность возрастает в 4…5 раз и достигает 450 кг/т. Учитывая, что в межтрубном пространстве скважины выше динамического уровня жидкости обычно накапливается 2…3 т нефти, можно считать, что существующий в скважине фильтр-накопитель («жидкий пакер») из нефти указанной вязкости сможет удержать в себе за определенное время нахождения в скважине около 1,0…1,5 т твердых осадков. Это означает, что осадки продуктов коррозии, постоянно поступающие на прием насоса из газовоздушного пространства скважины в количестве 5…10 кг/сут, при наличии «жидкого пакера», не попадут на прием УЭЦН в течение 150…дней. К этому времени или чуть раньше следует произвести замену отработавшего «жидкого пакера». Это мероприятие позволит существенно повысить межремонтный период работы скважин, засоряющихся осадками сульфида железа.

Следует при этом указать, что вместе с загустителем в состав «жидкого пакера» рекомендуется ввести 5…10% мас. ингибитора коррозии. При смене отработавшей нефти на новую порцию, а также при последующих пусках и остановках скважины «жидкий пакер», перемещаясь в межтрубном пространстве, будет осуществлять с помощью введенного в него ингибитора коррозии еще и защитные по коррозии функции.

На Сергеевской площади Сергеевского месторождении (НГДУ «Уфанефть») и Новохазинской площади Арланского месторождения (НГДУ «Южарланнефть») проведены опытно-промышленные испытания двух технологий по предупреждению образования осадков сульфида железа в добывающих скважинах: методом очистки внутренней поверхности обсадной колонны от продуктов коррозии (с помощью скребка гидравлического типа и промывки растворителем «Нефрас») с последующим ингибированием очищенной поверхности (путем обратной промывки скважины 3…5%-ным нефтяным раствором ингибитора коррозии «Викор»); установкой в межтрубном пространстве скважины «жидкого пакера» из загущенной низкомолекулярным полиэтиленом нефти. Результаты этих испытаний показали существенное (до 3…4 раз) снижение содержания механических примесей в продукции скважин и увеличение продолжительности их работы без признаков отложения сульфидов железа.

Метод очистки всей обсадной колонны от продуктов коррозии с последующим ингибированием очищенной поверхности был рекомендован для широкого внедрения на нефтепромыслах АНК «Башнефть». Разработана и внедрена «Временная инструкция по предупреждению образования осадков сульфида железа в добывающих скважинах». Для предупреждения осадкообразования в скважинном оборудовании предлагается также бактерицидная обработка всех технологических жидкостей, применяемых в процессах добычи нефти.

В четвертой главе описаны разработанные технологии нейтрализации сероводорода при вторичном вскрытии нефтяного пласта и проведении подземных ремонтов скважин. Эти технологии основаны на использовании в качестве технологических жидкостей (перфорационных и жидкостей глушения) «составов УНИ»: «состава УНИ-1» и «состава УНИ-3». Преимуществом последних перед известными химическими составами технологических жидкостей является способность обеспечивать сохранность коллекторских характеристик пород призабойной зоны нефтяного пласта, наличие бактерицидных и антикоррозионных свойств, экологическая безопасность, доступность и дешевизна базовых компонентов, простота приготовления и применения.

Суть технологии проведения вторичного вскрытия нефтяного пласта с применением «составов УНИ» заключается в том, что перед проведением перфорации обсадной колонны в скважину предварительно закачивается один из «составов УНИ» в объеме, обеспечивающем подъем его уровня выше планируемого местоположения верхних перфорационных отверстий на 100 м.

Таким образом, последующая перфорация производится в среде нейтрализующей жидкости – «состава УНИ».

Технология нейтрализации сероводорода при проведении подземного ремонта скважины заключается в том, что в скважину предварительно закачивают определенный объем нейтрализующей жидкости (одного из «составов УНИ») из расчета 0,5...1,0 м3 на один метр толщины продуктивного пласта с последующим ее продавливанием в призабойную зону пластовой или сточной водой.

Проведены первые промысловые испытания поглощающей способности одного из «составов УНИ» («состава УНИ-1») по отношению к сероводороду на двух добывающих скважинах (скв.28, скв.1352) Биавашского нефтяного месторождения (НГДУ «Южарланнефть» АНК «Башнефть»). Результаты испытаний показали снижение содержания сероводорода в нефти этих скважин после их глушения «составом УНИ-1» на 70...90% при продолжительности эффекта до 5…6 месяцев.

Разработан руководящий документ по использованию «составов УНИ» при вторичном вскрытии нефтяного пласта и подземных ремонтах скважин для нейтрализации сероводорода и сохранения коллекторских характеристик пород призабойной зоны пласта (РД 03-013-99). Получен патент на «Способ нейтрализации сероводорода в нефтяной скважине» (патент РФ 2136864).

Пятая глава посвящена разработке технологии очистки нефти от сероводорода в системе ее промысловой подготовки. Для условий нефтяных месторождений Башкортостана, обладающих достаточными ресурсами природного газа, рекомендована технологическая схема очистки скважинной продукции от сероводорода, основанная на обычной двухступенчатой сепарации нефти и включающая дополнительно промежуточную отдувку сероводорода в специальном массобменном аппарате – десорбере. Для практической реализации рекомендованной схемы был разработан и изготовлен вихревой десорбер (свидетельство на полезную модель №12040).

Опытно-промышленные испытания вихревого десорбера на Метелинском нефтегазовом месторождении показали, что аппарат обеспечивает качественную отдувку нефти от сероводорода природным газом при соотношениях расходов газа и нефти порядка 4:1 (остаточное содержание сероводорода в нефти не превышает 0,005% мас.).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 1. Несмотря на применение различных методов борьбы с сероводородом и связанными с ним осложнениями при разработке нефтяных месторождений эта проблема остается одной из самых актуальных в нефтедобывающей отрасли. Совершенно очевидно, что только системный подход к выбору технологий борьбы с сероводородом в зависимости от его происхождения, геолого-физических характеристик объектов разработки, условий эксплуатации всех элементов единой нефтепромысловой системы «пласт-скважина-наземное оборудование», а также широкомасштабное внедрение этих технологий способны существенно повысить эффективность и экологическую безопасность разработки месторождений сероводородсодержащих нефтей.

2. В результате проведенного геолого-технологического анализа условий образования сероводорода в системе «пласт-скважина» нефтяных месторождений Башкортостана выявлены основные факторы, определяющие содержание сероводорода в пластовой нефти, предложены математические модели для его прогнозирования в конкретных геолого-физических и технологических условиях исследованных объектов. Методика исследования условий образования и прогнозирования содержания сероводорода в пластовой нефти может быть адаптирована и к объектам разработки других нефтяных месторождений страны.

3. Одним из основных осложнений, связанных с присутствием в составе пластовой нефти сероводорода, является отложение сульфида железа в глубинно-насосном оборудовании добывающих скважин. Выполненные исследования и анализ реальных условий протекания сероводородной коррозии в скважине, а также результаты промысловых испытаний разработанных технологий по предотвращению образования отложений сульфида железа позволили сделать следующие выводы:

• основная масса отложений сульфида железа в скважинном оборудовании представляет собой продукты сероводородной коррозии металла, местом возникновения которых является сама добывающая скважина;

• наибольший эффект предупреждения осадкообразования в рабочих органах скважинных насосов дает механическая очистка всего ствола эксплуатационной колонны скважины от накопившихся осадков с последующей защитой обсадной колонны ингибированной нефтью;

• альтернативным методом противокоррозионной защиты обсадной колонны и предупреждения осадкообразования в глубинно-насосном оборудовании является установка в межтрубном пространстве скважины «жидкого пакера»;

• для профилактики образования отложений сульфида железа в добывающих скважинах рекомендуется бактерицидная обработка всех технологических жидкостей, применяемых в различных процессах добычи нефти (включая закачиваемую в пласт воду в системе ППД), в частности использование в качестве жидкостей глушения скважин при вскрытии продуктивного пласта и проведении подземных ремонтов специальных химических составов, обладающих наряду с антикоррозионными и бактерицидными свойствами нейтрализующей способностью по отношению к сероводороду.

4. При выборе методов борьбы с сероводородом в каждом конкретном случае необходимо, прежде всего, определить его происхождение и причину появления в продукции нефтяных скважин. Если в составе пластовой нефти какого-то месторождения изначально присутствует реликтовый сероводород, бессмысленно решать проблему борьбы с ним путем его удаления (нейтрализации) в продуктивном пласте или скважине. В этом случае, прежде всего, необходимо максимально ограничить выделение и накопление свободного (газообразного) сероводорода в скважине. При этом сами методы удаления (нейтрализации) сероводорода целесообразно использовать в системе сбора и подготовки скважинной продукции, а в системе «пласт-скважина» - лишь эпизодически, для обеспечения безопасных условий работы при проведении подземных ремонтов скважин.

В плане реализации этой идеи разработаны и внедрены технологии по нейтрализации сероводорода и предотвращению связанных с ним осложнений:

• технология нейтрализации сероводорода при проведении подземных ремонтов скважин, основанная на использовании в качестве жидкостей глушения скважин специально разработанных нейтрализующих химических составов – «составов УНИ»;

• технология очистки скважинной продукции от сероводорода в системе промысловой подготовки нефти, основанная на промежуточной отдувке сероводорода из нефти при ее двухступенчатой сепарации в специально разработанном аппарате – вихревом десорбере.

5. Результаты выполненных исследований и их практическая реализация в АНК «Башнефть» позволяют расширить область применения разработанных рекомендаций по повышению эффективности эксплуатации нефтепромысловых систем при добыче сероводородсодержащих нефтей в других нефтедобывающих регионах страны.

Основное содержание диссертации опубликовано в 11 научных трудах, в том числе:

1. Рогачев М.К., Зейгман Ю.В., Сыркин А.М., Мухаметшин М.М., Плотников И.Г., Парамонов С.В. Нейтрализация сероводорода в нефтяных скважинах // Сб. науч. тр. «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений». -Уфа: УГНТУ. –1999. -С.120-125.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»