WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Отмечено, что пробкообразование происходит при работе скважин и их простое. Наиболее интенсивное формирование пробок характерно для малодебитных скважин с большим газовым фактором. Пробки образуются в интервале глубин от 0 до 900 м. Гидратные пробки образуются, в основном, в приустьевой зоне скважины. На большой глубине образуются сложные гидратные пробки, в состав которых входят, кроме гидрата, нефть, парафин, вода и механические примеси.

Основными осложнениями при эксплуатации скважин механизированным способом добычи для месторождений с высоковязкими нефтями являются интенсивные процессы гидратопарафинообразования в НКТ, застывание, а также сложности с запуском скважин, даже в случаях недлительного простоя.

Недостатками известных методов предупреждения гидратопарафиновых отложений в скважинах являются, в разной степени, значительные капитальные затраты, связанные с приобретением химических реагентов и материалов, значительные затраты электрической энергии и недостаточная эффективность.

На рисунке 3 представлена технологическая схема электрохимического метода предупреждения гидратопарафиновых отложений в устьевой части колонны НКТ скважин, разработанная применительно к скважинам оснащённых УШГН. Технология обеспечивает очищающий и термический эффекты воздействия (пат. № 56944 РФ). Энергосберегающая технология комплексного воздействия для скважин, оснащённых УЭЦН, представлена на рисунке (пат. № 56945 РФ).

Образование гладкой защитной плёнки в результате электрохимического воздействия, доказано акад. В.А. Кистяковским. Основным компонентом этой плёнки, образующейся под действием катодной (протекторной) защиты, является магнетит (FeO*Fe2O3). Формируемая пленка придает не только пассивность стали, доступной коррозии, или катодным реакциям, обеспечивая иммунитет к коррозии, но и обладает низким адгезионным свойством, препятствующим налипанию и накоплению твёрдых отложений на поверхности оборудования Учитывая, что электрическое сопротивление оксидной плёнки значительно больше сопротивления чистого металла, большая часть тока, шунтируя защищённые гладкой оксидной плёнкой участки поверхности, потечёт к новым участкам стальной поверхности, тем самым, обеспечивая защиту более удалённых от места расположения протектора участков, вверх по колонне НКТ.

Проведённые промысловые исследования позволяют сделать заключение о применимости данных технологий, не только для предупреждения парафиногидратных отложений, но и снизить скорость усталостнокоррозионного разрушения напряжённого оборудования благодаря его катодной поляризации.

Четвёртая глава посвящена оценке межремонтного периода работы скважин в условиях эмульсий и высоковязких нефтей и способам его повышения.

Изменившиеся условия на поздней стадии добычи, характеризующиеся изменением свойств лифтируемой жидкости (вязкость, рост АСПО, повышенная обводнённость и увеличение числа механических включений), потребовали разработки методов, активно влияющих на структуру лифтируемой жидкости.

1-насос глубинный; 2-фильтр-сетка; 3-колонна НКТ; 4-колонна обсадная;

5-колонна штанговая (стальная); 6-центраторы-протекторы; 7-шток полированный составной; 8- вставка изолирующая; 9-балансир; 10-привод;

11-штанга стеклопластиковая; 12-станция катодной защиты (источник питания); 13-кабель (гибкий); 14- кабель Рисунок 3–Технологическая схема электрохимического метода предупреждения гидратоасфальтопарафиновых отложений в добывающих скважинах, оснащённых УШГН 1-установка погружного центробежного насоса и двигателя; 2- кабель геофизический; 3- колонна НКТ; 4- подстанция трансформаторная;

5-кабель; 6-пояса защитные; 7-фланец устьевой арматуры; 8-устройство уплотнительное сальниковое; 9-электрод (анод); 10-изолятор; 11-блок питания Рисунок 4–Технологическая схема метода предупреждения асфальтопарафиновых отложений в добывающих скважинах, оснащённых УЭЦН В июле-августе 2005 г. на осложнённых скважинах месторождений НГДУ «Чекмагушнефть» были начаты промысловые испытания протектора «Базальт– 2» для интенсификации добычи на скважинах осложнённого фонда с использованием «жертвенного» магниевого электрода (анода).

Конструкция устройства, обеспечивающая снижение реологических свойств продукта вследствие разгазирования воды, эмульгированной в нефти, и снижения его поверхностного натяжения представлена на рисунке 5.

Результаты промысловых исследований до и после установки протектора по скважинам № 3094/3125 и № 6554/6550 представлены в таблицах 1 и 2.

По результатам промысловых исследований отмечено увеличение МРП на всех исследуемых объектах, причём обработка лифтируемой жидкости химическими реагентами не производилась. По состоянию на 10.11.2006 г.

скважины находились в эксплуатации.

Тем не менее, результаты испытаний протекторов на месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз» позволили выявить недостатки конструкции:

– незащищённость магниевого электрода от углекислотной и сероводородной коррозии;

– возможность попадания продуктов разрушения «жертвенного» электрода в проточную часть насоса;

– отсутствие возможности регулирования эффективности защиты;

– влияние скорости движения среды и её абразивных свойств на износ электрода.

Большинство отмеченных недостатков было устранено в последующей конструкции (рисунок 6), предназначенной для газлифтных скважин с использованием кислых газов (ОАО «Оренбургнефть» ОАО «Газпром») и скважин в которых применяются кислотные обработки призабойных зон.

1 - электрод магниевый; 2 – изолятор; 3 – стержень резьбовой; 4 –переводник;

5 – патрубок; 6,7 – муфты; 8 –входные отверстия; 9 – магнитные вставки;

10, 11 – изолирующие вставки; 12 – гайка.

Рисунок 5–Протекторный модуль с эффектом магнитного и электрохимического воздействий для скважин, оснащённых УШГН Таблица 1- Геолого-техническая информация по скважине № 3094/до и после установки протектора по состоянию на 02.10.Наименование Ед. До установки После измерения. установки Пласт Турнейский Дебит по жидкости м3/сут 1,9 2,Дебит по нефти т/сут 0.9 1,Обводнённость % 55 Число качаний п 2,6 2,Длина хода l 1,7 1,Глубина спуска м 1250 Динамический 1236 уровень м Насос НБ 1Б 28 НБ 1Б Хвостовик м 10 Наработка сут. МРП-45сут. В работе Причина остановки Высокое давление на устье (11кг/см2) НКТ-73 м 1299 Штанги штук 62 шт–19мм 62 шт-19 мм 99 шт–22мм 99 шт-22 мм Виды хим. обработок, Деэмульгатор, Не проводимых на Проксамин, проводятся скважине Миопром Таблица 2–Геолого-техническая информация по скв. № 6554/ до и после установки протектора по состоянию на 02.10.06 (дата установки протектора 22.07.05) Ед. До установки После измер. установки Пласт Турнейский Дебит по жидкости м3/сут 45 52,Дебит по нефти т/сут 1,7 2,Обводнённость % 96 Глубина спуска м 1008 Динамический м уровень 978 Затрубное давление атм Насос УЭЦН 60/850 УЭЦН 60/Наработка сут. 520. В работе Причина остановки Высокое давление на устье (12кг/см2) Виды хим. Ингибиторы Не проводятся обработок коррозии, проводимых на ежесуточное скважине дозирование рН 7,3 7,1–электрод; 2 – патрубок; 3 – муфта; 4 – электрод магниевый; 5 – корпус;

6 – сальниковое устройство; 7 – втулка; 8 – сальник; 9 – вставка диэлектрическая; 10 – отверстия; 11 – заглушка; 12–болт; 13 – патрубок;

14 – отверстия входные; А – лифтируемая жидкость; В – электролит.

Рисунок 6–Конструкция протектора «Базальт–3» Также известно, что тяжелые, вязкие, высокосернистые нефти УралоПоволжья находятся в пластовых отложениях, где обнаруживается сероводород и СВБ.

Более того, по мере расширения разработки месторождений методом заводнения при отсутствии специальных мер антибактериальной подготовки закачиваемых вод, проблема биозаражения, как с точки зрения биокоррозионных процессов, так и отрицательного влияния на эффективность добычи, возрастает.

За рубежом данная проблема решается путем обеззараживания всех закачиваемых вод и стерилизацией нефтяных пластов бактерицидами, что позволяет повысить эффективность антикоррозионных работ скважинного оборудования за счет устранения биокоррозии (сульфатредукции).

В данной работе предлагается использование комплексного, безопасного с точки зрения коррозии и повышения межремонтного периода работы нефтепромыслового оборудования способа на основе использования биологических и электрохимических процессов в условиях использования существующих механизированных способов добычи нефти. Он включает:

1. Создание с помощью бактерий газожидкостных (благоприятных) структур пониженной плотности в колонне насосно – компрессорных труб добывающих скважин;

2. Одновременное создание условий пассивации и защиты скважинного оборудования от возможной биокоррозии методом электрохимии.

Понижение плотности и улучшение реологических характеристик потока в колонне насосно-компрессорных труб осуществляются с использованием микробиологических комплексов внедрённых в нижнюю часть обсадной колонны скважины (зумпф).

Сущность разработанного метода заключается в следующем. В зумпф добывающей скважины вводят биореагент, представляющий собой аэробноанаэробную ассоциацию микроорганизмов вместе с источником питания, в состав которого входят легкоусвояемая часть, (белки, углеводы и аминокислоты, биостимуляторы (ферментные препараты), витамины и микроэлементы. Биоценоз может состоять из комплекса микроорганизмов:

бактерий, дрожжей, грибов и простейших – более 100 видов. Основная масса которых относится к родам Pseudomonas, Achromobacter, Bacillus, Alkaligenes, Bacterium, Flavobacterium, Clostridium, адаптированных к условиям обитания в среде с умеренной и повышенной температурой и соленостью. Вследствие сбраживания питательных веществ происходит генерация значительного количества газов H2, N2, CO2, CH4, NH4 создавая газожидкостную структуру малой дисперсности и пониженной плотности, обеспечивая на устье скважины дополнительный насосный (газлифтный) эффект.

Бактерицидный эффект на поверхности скважинного оборудования будет обеспечен в результате вторичных реакций при электролизе воды, эмульгированной в нефти (Рисунок 5). Для исключения попадания бактериальной слизи и очагов биокоррозии в технологическое оборудование и предотвращения его разрушения, может быть использована технологическая схема, представленная на Рисунке 4 (Патент РФ № 56944).

Основные выводы 1. На основании анализа геолого-технической информации исследуемых скважинах месторождений Чекмагушского УДНГ филиала «Башнефть-Уфа» и реализации программ предотвращения отложений отмечено заметное снижение образования эмульсий «нефть в воде». Этому способствовало устранение или значительное снижение содержания в потоке твердых продуктов коррозии.

2 Разработан вариант протектора с одновременным использованием магнитного воздействия, с помощью установок УМЖ-73, для реализации синергетического эффекта предупреждения и накопления всех видов отложений.

3. Проведённые сравнительные испытания подтвердили эффективность используемого воздействия по сравнению со скважинами, использующими ингибиторы коррозии, что зафиксировано кратным увеличение МРП добывающих скважин.

3. Отмечено, снижение отложений солей и парафина на внутренней поверхности наземного оборудования (манифольде и промысловом трубопроводе).

4. Применение совместного использования электрохимической и магнитной обработок скважинной жидкости для нагнетательных скважин позволит снизить закачку ПАВ и предотвратить солеотложения в лифтовых трубах.

5. Предложен комплексный биоэлектрохимический метод воздействия на структуру лифтируемой жидкости (без использования ингибиторов) характеризующийся малой инвестиционной потребностью, высокой эффективностью, автономностью, увеличением МРП, экологической безопасностью, бактерицидным воздействием и повышающем дебит и качество лифтируемого продукта.

Публикации по теме диссертации 1. Подъяпольский А.И., Карамышев В.Г.,. Худяков Д.С., Эпштейн А.Р.

Электрохимический методы предотвращения асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений в скважинах поздней стадии эксплуатации месторождений // НТЖ «Интервал».– 2006.– № 06 (89). – С 64-67.

2. Андреев В.Е., Паламарчук Ю.Г., Подъяпольский А.И., Самородов А.А.Комплексный биоэлектрохимический метод интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти нефтепродуктов» ИПТЭР.2007.-№2(68).-С.5-10.

3. Эпштейн А.Р., Буранчин А.Р., Подъяпольский А.И., Худяков Д.С., Султанов Р.Г. Электрохимический метод предупреждения коррозионного разрушения нефтепромыслового оборудования //Проблемы и методы обеспечения надежности безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Тез. докл. научн.-практ. конф. 24 мая 2006 г.,–Уфа, 2006.–С. 104-106.

4. Эпштейн А.Р., Буранчин А.Р., Подъяпольский А.И., Худяков Д.С., Султанов Р.Г. Новые технологии предупреждения асфальтопарафиногидратных отложений в скважинах //Проблемы и методы обеспечения надежности безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Тез. докл.

научн.-практ. конф. 24 мая 2006 г.,–Уфа, 2006.–С. 172-174.

5. Эпштейн А.Р., Буранчин А.Р., Подъяпольский А.И., Худяков Д.С., Султанов Р.Г. Способ предупреждения коррозионного износа установок центробежного насоса // Проблемы и методы обеспечения надежности безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Тез. докл.

научн.-практ. конф. 24 мая 2006 г.,–Уфа, 2006.–С. 145-146.

6. Эпштейн А.Р., Подъяпольский А.И., Худяков Д.С., Султанов Р.Г.

Возможности иcпользования ядерных технологий для интенсификации добычи нефти //Проблемы и методы обеспечения надежности безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Тез. докл. научн.-практ. конф. 24 мая 2006 г.,–Уфа, 2006.–С. 178-179.

7. Подъяпольский А.И., Карамышев В.Г., Худяков Д.С., Эпштейн А.Р.

Электрохимический метод предотвращения асфальтосмолистых отложений и эмульсий при добыче нефти из осложнённых скважин // НТЖ «Интервал».– 2006.– № 03 (86). – С. 46-49.

8. Подъяпольский А.И., Карамышев В.Г., Худяков Д.С., Эпштейн А.Р.

Новые технологии предупреждения асфальтопарафиногидратных отложений в скважинах // НТЖ «Интервал».– 2006.– № 03 (86). – С. 32-36.

9. Подъяпольский А.И., Буранчин А.Р., Худяков Д.С., Эпштейн А.Р.

Разработка технологии реагентно-ударного воздействия на призабойную зону пласта добывающих скважин // НТЖ «Интервал».– 2006.– № 07 (90). – С 52-56.

10. Пат. 56944 РФ, МПК 7 Е 21 В 37/00, 36 /04. Установка скважинного глубинного насоса / А.И. Подъяпольский, А.Р. Эпштейн, Д.С. Худяков, Р.Р. Ямлихин 2006105399/22; Опубл.27.09.2006.

11. Пат. 56945 РФ, МПК 7 Е 21 В 37/00, 36 /04. Устройство для предотвращения отложений в скважине / А.И. Подъяпольский, А.Р. Эпштейн, Д.С. Худяков, Р.Р. Ямлихин 2006105393/22; Опубл.27.09.2006.

12. Подъяпольский А.И., Эпштейн А.Р., Султанов Р.Г., Худяков Д.С.

Pages:     | 1 || 3 |






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