Меpопpиятия по пpедупpеждению обpазования стойких нефтяных эмульсий

Насосный способ эксплуатации и планируемая обводненность продукции скважин месторождения будут способствовать появлению сопутствующего процесса - образованию водонефтяных эмульсий, повышающих вязкость добываемой жидкости. Два этих процесса в совокупности с конструктивными особенностями скважин (наклонностью ствола) неизбежно приведут к снижению (межремонтный период) МРП по причине обрыва штанг, снижению ресурса работы насосов.

Практика борьбы с образованием эмульсий в основном сводится к следующему:

а) применение тихоходных режимов откачки;

б) применение насосов с увеличенным всасывающим клапаном;

в) понижение вязкости продукции путем применения деэмульгаторов, вводимых через устьевые или забойные дозаторы.

Из известных ранее мероприятий, способствующих уменьшению образования водонефтяной эмульсии, упомянем применение колонн НКТ увеличенного диаметра, например, 89  6,5Д.

Для лучшего заполнения цилиндра насоса при ходе плунжера вверх используют узлы всасывающих клапанов с увеличенным проходным сечением.

На основе анализа технологических характеристик выбраны и рекомендованы к использованию отечественные деэмульгаторы нового поколения, обладающие наилучшей активностью при разрушении водонефтяных эмульсий - СНПХ - 4501, СНПХ - 7870, реапон - И, LML 4312, Рекод-758.

При эксплуатации скважин линия раздела фаз “нефть-вода” находится на приеме насоса, поэтому образование эмульсии начинается уже в насосе.

Поочередная подача на прием насоса нефти и воды позволяет поднять их раздельно на некоторую высоту от насоса, что приводит к снижению нагрузок от действия гидродинамических сил на штанги.

В институте «ТатНИПИнефть разработана технология и имеется РД 153 – 39.0 – 331 – 04 «Технология эксплуатации скважин с применением входных устройств для поочередной подачи нефти и воды на прием скважинного насоса ВУ – 11 – 89»

Конструкция устройства представляет собой три трубы, в совокупности образующих два перевернутых и соединенных друг с другом сифона. Труба, имеющая входное отверстие внизу, предназначена для забора воды (а точнее, водонефтяной смеси) из скважины. Труба, имеющая входное отверстие вверху, предназначена для отбора нефтяного концентрата, всплывающего над столбом водонефтяной смеси. Устройство подсоединяется к приемному патрубку насоса верхней частью верхнего U- образного участка.

Каждый сифон в такой конфигурации работает как выключатель проходящего через него потока, за счет разницы гидростатических давлений, обусловленной разной плотностью жидкости в его коленах. Два соединенных навстречу друг другу сифона образуют в совокупности переключатель потоков жидкости, позволяющий либо забирать жидкость меньшей плотности через верхнее отверстие, либо забирать жидкость большей плотности через нижнее отверстие.

Разница гидростатических давлений в коленах сифона препятствует течению жидкости через сифон, если она превышает перепад давлений, создаваемых насосом на его концах. Перепад давлений, создаваемый насосом в ходе всасывания, равен гидравлическим потерям на трение при движении жидкости в каналах устройства.

Таким образом, возможность работы сифона, как запирающего устройства для потока жидкости, определяется соотношением между гидростатическим давлением, создаваемым на 1м высоты жидкостями различной плотности в его коленах, и потерями на гидравлическое трение на 2м проходного канала сифона (длина канала удваивается, так как 1м высоты сифона соответствует 2 м пути жидкости в двух коленах). Поэтому должно существовать определенное соотношение между дебитом скважины, вязкостью и плотностью скважинных жидкостей, а также размерами конструкции устройства, при которых оно окажется работоспособным. Конструктивно устройство состоит из трех труб различных диаметров и выполнено по типу “труба в трубе”.

Применение устройства позволит, как минимум на треть, снизить амплитуду нагрузок, возникающих вследствие гидродинамического трения на колонну штанг, хотя к устью будет подходить образовавшаяся, но уже в верхней части колонны НКТ эмульсия.

Эффективность применения устройства можно оценить динамографом по снижению амплитуды нагрузок на штанговую колонну.

Разработаны конструкции устройств двух типоразмеров с наружными диаметрами 76 и 89 мм. Средняя труба размещена эксцентрично относительно наружной и внутренней труб, что существенно увеличивает пропускную способность устройства. Длина устройства составляет 11м плюс длина хвостовика.

Разработка устройства согласована с Приволжским округом Госгортехнадзора России и рекомендовано для серийного производства и внедрения на месторождениях ОАО «Татнефть».

Меpопpиятия по пpедупpеждению и боpьбе с коррозией

В пpоцессе эксплуатации местоpождения внутpискважинное и нефтепpомысловое обоpудование подвеpгается коppозии. Пpоцессы коppозии могут быть обусловлены:

- низким качеством цементиpования обсадных колонн в пpоцессе стpоительства скважин;

- высокой коppозионной активностью вод, пpименяемых для заводнения;

- пpименением высокоагpессивных сpедств для обpаботки пpиза-бойной зоны с целью увеличения пpодуктивности скважины.

Коррозионное разрушение является одной из распространенных причин отказов оборудования скважин. В основном преобладает электрохимическая коррозия, представляющая собой самопроизвольный процесс разрушения металла при контакте с электролитической средой, каковой является пластовая вода.

С увеличением содержания воды в продукции скважины происходит расслоение водонефтяной эмульсии и появление воды в качестве отдельной фазы. На металле образуется водная прослойка той или иной толщины, что обуславливает активизацию коррозионного процесса, интенсивность которого в значительной степени зависит от наличия в смеси таких агрессивных компонентов, как сероводород, углекислый газ, минеральные соли и др.

Электрохимическая коррозия оборудования обычно протекает не изолированно, а в сочетании с различными видами механического воздействия на него, что обуславливает возникновение и развитие процессов коррозионной усталости, вызывающих изломы оборудования.

Хрупкому излому в сероводородсодержащих обводненных нефтяных скважинах подвержены НКТ, детали клапанов штанговых насосов.

Совместное воздействие на оборудование повторно-переменных нагрузок и эксплуатационной среды вызывает его коррозионную циклическую усталость. Этому виду разрушения подвержены, прежде всего, колонны насосных штанг.

Наблюдение за характером обрывов насосных штанг на различных нефтяных месторождениях показало, что большинство обрывов происходит в результате коррозионно-усталостного разрушения.

В большинстве случаев излом происходит по телу и, значительно реже, по резьбе. Наибольшее число обрывов происходит в месте перехода от головки к телу штанги на расстоянии 20 — 150 мм от головки.

Значительному коррозионно-механическому износу подвержены уплотнительные поверхности запорных органов, используемых в обвязке устья скважин.

К основным мерам по предотвращению и защите скважинного оборудования от коррозии относятся:

1. Выбор исполнения оборудования в соответствии со свойствами скважинной среды.

2. Подача в скважину ингибиторов коррозии глубинными или устьевыми дозаторами.

3. Катодная защита эксплуатационных колонн скважин, которая выполняется в соответствии с руководящими документами (РД 153-39.0-238-02).

Ингибиторы коррозии могут применяться для защиты оборудования добывающих скважин от коррозии. Существуют несколько технологий подачи ингибиторов: задавливание реагента в призабойную зону пласта с последующим выносом его, непрерывная подача ингибитора с помощью различных дозаторов (электрифицированные, с приводом от станка-качалки, самотечные), периодическая заливка в межтрубное пространство и т.д. Ассортимент применяемых ингибиторов для защиты внутрискважинного оборудования определяется свойствами добываемой жидкости. Т.к. коррозионной средой является водонефтяная эмульсия, то нельзя применять нефтерастворимые водонедиспергируемые ингибиторы, предпочтительно применение водорастворимых ингибиторов. Как и в случае защиты от коррозии трубопроводов, подбор ингибиторов производится индивидуально для каждой среды. При выборе ингибитора должна учитываться плотность нефти, находящейся в межтрубном пространстве, при этом плотность ингибитора должна быть больше плотности нефти.

Для боpьбы с коppозией наиболее технологичными являются следующие ингибиторы коррозии: СНПХ-1004, Амфикор, СНПХ-6301КЗ, СНПХ-6302Б, СНПХ-6030Б, Напор-1007, Нефтехим-1, Рекод-608, СНПХ-1003Р, Корексит SXT-1003, КРЦ-3, Кортрон, СHПХ-6014М, Север.

Меpопpиятия по пpедупpеждению и боpьбе с солеотложениями

Основными фактоpами, обуславливающими пpоцессы солеотложений на нефтепpомысловом и внутpискважинном обоpудовании, являются:

- содеpжание в пласте-коллектоpе pазpабатываемого гоpизонта во-доpаствоpимых минеpалов;

- выщелачивание их пpи закачке в пpодуктивные гоpизонты слабоминеpализованных или пpесных вод;

- изменение теpмодинамических условий пpи поступлении нефтяных эмульсий из пластов в скважины и движения нефти непосpедственно по стволу;

- смешивание pазных по составу вод.

В процессе эксплуатации Тананыкского местоpождения возможны пpоцессы солеотложения на скважинном обоpудовании, что обусловлено пpименением пpесных вод в системе ППД и изменением теpмодинамических условий пpи движении нефти по стволу скважины.

Эффективная боpьба с отложениями солей возможна пpи своевpеменном их обнаpужении. Для этой цели pекомендуется pегуляpно пpоводить анализы добываемых вод. Пpи высокой степени веpоятности (95 %) скважины планиpуются к обpаботке ингибитоpами солеотложений. Для обpаботки скважин pекомендуются следующие ингибитоpы отечественного пpоизводства: HТФ (ИСБ-1), ДПФ, ПАФ-13А, инкpедол.

В институте «ТатНИПИнефть» разработан руководящий документ «Инструкция по технологии глушения и промывке нефтедобывающих скважин с сохранением коллекторских свойств продуктивных пластов» РД 153-39.0-381-05.

В инструкции дана классификация разработанных в институте «ТатНИПИнефть» жидкостей глушения на основе гидрофобных (обратных) эмульсий и облагороженных составов на водной основе. Они отнесены к общему классу технологических жидкостей под термином – облагороженные жидкости глушения (ОЖГ). Систематизирована область их применения по объектам, приведены критерии подбора ОЖГ в зависимости от горно-геологических и технических условий эксплуатации скважин. Приводятся конкретные составы ОЖГ на нефтяной, глицериновой, нефте-дистиллятной и водной основе, описание и свойства исходных компонентов, способы приготовления ОЖГ на стационарных установках и упрощенных узлах, имеющихся в каждом НГДУ ОАО «Татнефть». Разработаны технологические варианты глушения скважин по применению комбинации обычной пресной воды, технической, подтоварной, пластовой воды (их располагают в верхней части скважины, в интервале от подвески насоса до устья) и ОЖГ (их располагают в нижней части скважины, перекрывая интервал перфорации). Эта комбинированная схема глушения позволяет дифференцированно (с учетом особенностей конкретных объектов) подходить к подбору плотности (в особых случаях, и вязкости) ОЖГ и обычной водной системы, за счет этого снижаются затраты.

Во второй части инструкции приводятся составы и физико-химические свойства промывочных жидкостей на водной и углеводородной основе нового поколения. Основное их отличие в том, что они не влияют на коллекторские свойства пластов, обладают комплексом важных свойств, таких как моющими, структурными, смачивающими, пенообразующими способностями. Они отнесены к общему классу технологических жидкостей под термином – облагороженные промывочные жидкости (ОПЖ). Поскольку механизм облагораживания технологических жидкостей одинаковый, то многие разработанные составы ОЖГ и ОПЖ являются универсальными, взаимозаменяемыми и дополняющими друг друга по свойствам и возможностям.

В таблице 3.3 приводятся основные виды и рецептуры ОЖГ и их рабочие параметры с рекомендациями по типам коллекторов и геологическим условиям применения.

При приготовлении эмульсии нефть и вода должны браться с данного месторождения.

Немаловажное значение для эксплуатации скважин на заданном режиме имеет контроль за их дебитом. Средства измерения на выпускаемых установках “Спутник” не позволяют следить за их дебитом с приемлемой точностью.

При приготовлении эмульсии нефть и вода должны браться с данного месторождения.

Немаловажное значение для эксплуатации скважин на заданном режиме имеет контроль за их дебитом. Средства измерения на выпускаемых установках “Спутник” не позволяют следить за их дебитом с приемлемой точностью.

Таблица 2.3