Содержание к диссертации
Введение
1 Условия эксплуатации промысловых трубопроводов на поздней стадии разработки месторождений 9
1.1 Ватьеганское и Южно-Ягунское месторождения (Западная Сибирь) 9
1.2 Вятская площадь Арланского месторождения и Абдрахмановская площадь Ромашкинского месторождения (Урало-Поволжский регион) 21
2 Влияние состава и свойств натурных сред на коррозию промысловых трубопроводов 35
2.1 Особенности коррозии внутренней поверхности трубопроводов Вятской площади Арланского месторождения 35
2.2 Влияние механических примесей на коррозию нефтепромысловых трубопроводов 44
2.3 Оценка погрешности методов измерения скорости коррозии 62
2.3.1 Гравиметрический метод 64
2.3.2 Метод поляризационного сопротивления 66
2.3.3 Метод экстраполяции тафелевых участков поляризационных кривых 69
3 Повышение эффективности удаления механических примесей из перекачиваемых сред 72
3.1 Методы удаления механических примесей из жидкости 72
3.2 Разработка способа и устройства для магнитной коагуляции частиц механических примесей 79
3.3 Расчет устройства для реальных условий эксплуатации промыслового трубопровода 86
3.4 Устройство для оценки состава механических примесей 91
4 Снижение интенсивности отложения солей в добывающих скважинах 95
4.1 Состав и структура солеотложений 96
4.2 Причины и условия отложения солей 97
4.2.1 Сульфат кальция 98
4.2.2 Карбонаты кальция и магния 100
4.2.3 Хлорид натрия 103
4.3 Удаление отложений неорганических солей 104
4.4 Предотвращение отложения неорганических солей 108
4.5 Разработка и конструирование устройства для магнитной обработки скважинной продукции 113
4.6 Лабораторные исследования влияния магнитной обработки на солеотложение 117
4.7 Расчет параметров устройств для магнитной обработки и результаты их внедрения 124
Выводы 127
- Вятская площадь Арланского месторождения и Абдрахмановская площадь Ромашкинского месторождения (Урало-Поволжский регион)
- Влияние механических примесей на коррозию нефтепромысловых трубопроводов
- Разработка способа и устройства для магнитной коагуляции частиц механических примесей
- Разработка и конструирование устройства для магнитной обработки скважинной продукции
Введение к работе
В соответствии с Федеральным законом № Ц6-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 г. трубопроводы систем поддержания пластового давления (ППД) и сбора скважин-ной продукции относятся к опасным производственным объектам. Опыт эксплуатации нефтяных и газовых месторождений на поздней стадии разработки показывает, что одним из негативных факторов, существенно снижающих промышленную безопасность этих объектов, является отложение на внутренней поверхности труб неорганических солей и механических примесей. Оно наблюдается как при добыче и транспортировке нефти и газа, так и при их дальнейшей подготовке.
Мероприятия, направленные на устранение или снижение пагубного воздействия этого фактора, как правило, малоэффективны, не решают проблему в целом, а также требуют значительных материально-технических затрат. В результате имеют место удорожание добычи нефти и нарушение экологического равновесия в окружающей среде.
Несмотря на повышенный интерес ученых к данной проблеме, до настоящего времени не найдено ее приемлемого решения, так как наиболее пристальное внимание обращается на вопросы совершенствования уже существующих достижений, а не на поиск инновационных альтернатив.
Выходом из сложившегося положения может служить разработка новых принципов, способов и средств, позволяющих более рационально и эффективно предотвращать указанные осложнения.
В диссертации исследуется возможность повышения безопасности и ресурса промыслового оборудования путем удаления из флюидов механических примесей и уменьшения солеотложения, достигаемых воздействием на промысловые жидкости магнитным полем, которое создается техническими устройствами принципиально новой конструкции.
6 Цель работы
Разработка и техническая реализация новых принципов, позволяющих посредством воздействия магнитного поля на промысловые жидкости существенно интенсифицировать удаление из них механических примесей и снижение солеотложения на металле, повышая тем самым промышленную безопасность и ресурс добывающих скважин и трубопроводов.
В диссертации решались следующие задачи:
Оценка агрессивности промысловых сред ряда месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжского региона, а также анализ статистических данных по аварийности трубопроводов, масштабам, особенностям и последствиям их разрушения.
Исследование влияния состава и свойств натурных сред, состава и концентрации механических примесей, а также особенностей структуры сформированных ими отложений на характер коррозии металла внутренней поверхности труб.
Обоснование целесообразности применения магнитной обработки промысловых жидкостей с целью коагуляции и последующего удаления ферромагнитных частиц механических примесей, а также разработка соответствующего технического устройства и его внедрение в нефтегазовой отрасли.
Определение режимов магнитной обработки скважинной продукции, при которых достигается значительный эффект снижения солеотложения на металле.
Разработка устройства для магнитной обработки промысловых жидкостей, расчет его параметров и внедрение на нефтяном и газовом месторождениях с целью снижения интенсивности солеотложения.
Научная новизна
1. Установлено, что основным фактором, негативно влияющим на промышленную безопасность трубопроводов из стали 20 месторождений Урало-Поволжского региона, является вызываемая механическими примесями локальная коррозия металла, поскольку при наличии в промысловых средах не
менее 250 г/л ионов СГ, Са2+, Mg2+, КГ, Na+, не более 20 и 0,1 мг/л сероводорода и кислорода соответственно скорость общей коррозии не превышает значений, регламентируемых ГОСТ 9.908-90 (сталь стойкая). Показано, что стойкость стали 20 к общей коррозии обеспечивается экранирующим эффектом, проявляемым образующейся на поверхности фазовой пленкой хлорида натрия.
Для случая движущихся в расслоенном режиме промысловых сред с минерализацией не более 30 мг/л и содержанием менее 0,5 мг/л сероводорода (условия месторождений Западной Сибири) получен критерий концентрации механических примесей (Смп < 58,5 мг/л), позволяющий проводить диагностику вида коррозии металла и ее интенсивности без вскрытия трубопровода и, тем самым, определять превентивные меры по повышению его промышленной безопасности.
Предложен принцип повышения эффективности очистки промысловых сред от компонентов, вызывающих локальную коррозию металла труб и забивание призабойной зоны пласта, заключающийся в коагуляции ферромагнитных частиц механических примесей на поверхности постоянных магнитов.
Показано, что в нефтяных и газовых скважинах существенное снижение (в 1,8-1,9 раза) количества сульфатных и хлоридных отложений наблюдается при непродолжительном (не более 0,5 с) воздействии на продукцию постоянного магнитного поля напряженностью не менее 40 кА/м.
Практическая ценность
С целью повышения эффективности существующих методов удаления механических примесей из промысловых флюидов разработано и внедрено в ООО «Нефтегазодобывающее управление (НГДУ) «Уфанефть» устройство для коагуляции ферромагнитных частиц механических примесей (Пат. № 32485, Б.И. № 26, 2003), позволившее в случае фильтров тонкой очистки увеличить среднее значение коэффициента фильтрации на 19,0 %.
Разработана и внедрена в газопромысловом управлении (ГПУ) ООО «Оренбурггазпром» и ООО «Инжиниринговая компания (ИК) «Инкомп-Нефть» методика «Оценка эффективности воздействия магнитного поля на образование отложений хлористого натрия». Методика используется в ООО
8 «Оренбурггазпром» и ООО «ИК «Инкомп-Нефть» при проведении исследований влияния магнитного поля на солеотложение в промысловом оборудовании.
3. Разработано и внедрено в ООО «НГДУ «Арланнефть» и ГПУ ООО «Оренбурггазпром» устройство для магнитной обработки промысловой жидкости, снижающее интенсивность солеотложения в насосно-компрессорных трубах (НКТ). Его установка в скважине № 137 ООО «НГДУ «Арланнефть» позволила увеличить ее межочистной период в среднем в 2 раза.
Апробация работы и публикация результатов
Основные результаты работы доложены и обсуждались на производственных совещаниях ОАО «Белкамнефть» (Ижевск, 2001, 2002); 1-й научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (Когалым, 2001); Международной научно-технической конференции, посвященной 50-летию ИжГТУ (Ижевск, 2002); 53-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (Уфа, 2002); Всероссийской научно-практической конференции «Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и газовой промышленности» (Москва, 2002); IV Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, 2003).
По результатам работы опубликовано 12 трудов: 7 статей и 4 тезиса докладов; получен 1 патент РФ.
Объем и структура диссертации
Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и приложений. Объем диссертации 176 с. машинописного текста; приводятся 32 таблицы, 69 иллюстраций, 14 приложений. Список литературы содержит 118 наименований.
Вятская площадь Арланского месторождения и Абдрахмановская площадь Ромашкинского месторождения (Урало-Поволжский регион)
Интенсификация добычи нефти и закачки воды на Абдрахмановской площади в начале 70-х годов привела к значительному росту обводненности добываемой продукции. Комплекс работ по совершенствованию систем заводнения (начало 80-х годов) позволил замедлить темп роста обводненности [7], однако ее значение остается на высоком уровне и составляет около 93 % (см. рис. 1.16).
Прокачка больших объемов воды по наиболее проницаемым пропласт-кам привела к охлаждению запасов выше- и нижележащих интервалов, причем восстановление температуры до значения первоначальной пластовой протекает очень медленно. Например, на скв. № 2458 через два года после прекращения закачки воды температура забоя на глубине 1664 м составляет 21 С [7]. Невысокие значения температуры (30-40 С) является одним из условий роста и развития СВБ, содержание которых в средах Абдрахмановской площади составляет 104-106 клеток/мл.
Многократные знакопеременные флуктуации пластового давления с большой амплитудой (до 7,0 МПа) послужили, в частности, причиной разрушения породы коллекторов [7], которая выносится добываемой жидкостью в трубопроводные коммуникации системы сбора, а также, при плохом качестве подготовки сточных вод, попадает в трубопроводы системы ППД.
Высокое значение обводненности добываемой продукции, наличие в перекачиваемых средах СВБ, механических примесей, представленных продуктами коррозии и породообразующими компонентами, способствуют развитию локальной коррозии металла труб и последующему разрушению трубопроводов, эксплутационный фонд которых на Абдрахмановской площади составляет около 2500 км, в том числе 1200 км водоводов и 1300 км нефтепроводов. Свыше 13 % всех трубопроводов эксплуатируется более 15 лет (рис. 1.17). С 1991 по 2002 гг. на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения из-за коррозии металла произошло 7216 порывов трубопроводов, из них на водоводах - 2620 и на нефтесборных трубопроводах - 4596. Из общего числа нарушений герметичности трубопроводов доля отказов по причине коррозии составляет 97,5 %, причем 27,0 % произошло вследствие коррозии наружной поверхности труб и 70,5 % - внутренней. Анализ данных по отказам трубопроводных систем на выбранном временном интервале позволяет утверждать, что наиболее высокая удельная аварийность водоводов системы ППД приходится на 1993 г. и составляет 0,648 шт./км (рис. 1.18); а нефтепроводов на 1991 г. - 0,364 шт./км (рис. 1.19). Следует также отметить, что наибольшие значения средней удельной аварийности характерны для низконапорных водоводов (0,48 шт./год-км) и внутриплощадочных нефтепроводов (0,22 шт./год-км). Высокая удельная аварийность низконапорных водоводов связана с локализацией коррозионного процесса в трубопроводах данного назначения по нижней образующей труб, скорость которого достигает значений 2-3 мм/год. Это в свою очередь обусловлено осаждением механических примесей из расслоенного потока по нижней образующей труб и усилением коррозии вследствие функционирования макрогальванопары «металл трубы-отложения» и воздействия на металл продуктов метаболизма СВБ, развивающихся под пленками сформированных отложений. Для внутриплощадочных нефтепроводов характерна язвенная коррозия металла наружной поверхности трубы. С 1993 г. для водоводов и 1996 г. для нефтепроводов четко прослеживается снижение удельной аварийности (см. рис. 1.18, 1.19). Такая тенденция определяется грамотным подходом к проведению противокоррозионных мероприятий на анализируемом объекте нефтедобычи, начиная с указанного периода времени. До начала 90-х годов основным методом борьбы с коррозией внутренней поверхности труб была ингибиторная защита. Однако использование только ингибиторов коррозии не позволило достичь существенного снижения аварийности трубопроводов. Так в условиях Абдрахмановской площади срок службы водоводов системы ППД, транспортирующих сточные воды и защищенных ингибиторами, как правило, в 3-3,5 раза ниже амортизационного [8].
Одним из основных направлений защиты трубопроводов от внутренней коррозии стало использование труб с защитными покрытиями, что предопределило снижение удельной аварийности начиная с 90-х годов и дало возможность снизить объемы применения ингибиторов коррозии (рис. 1.20).
Протяженность трубопроводов системы ППД с защитными покрытиями с 18,1 % по отношению к общей протяженности в 1991 г. увеличилась до 78,7 % в 2002 г. (рис. 1.21), что позволило снизить аварийность по причине коррозии на 90 %. Аналогичная тенденция наблюдается и для нефтепроводов. В настоящее время 44,5 % всех трубопроводов системы нефтесбора по сравнению с 0,3 % в 1992 г. имеют защитные покрытия (рис. 1.22), а снижение удельной аварийности за последние двенадцать лет составило около 40 %.
Влияние механических примесей на коррозию нефтепромысловых трубопроводов
Был проведен подбор статистической модели, наиболее полно отражающую вышеуказанную зависимость. В качестве рабочего инструмента использовали процедуру парной регрессии, реализованную в компьютерной программе «StatgraphicsPlus 5.1» [38].
Исследования проводили с доверительной вероятностью 95 %. Всего было рассмотрено 12 вариантов модели. Из них была выбрана одна, имеющая наиболее высокий коэффициент корреляции (г = 0,98) и детерминации (R2 = 0,96). В табл. 2.4 приведены результаты расчета этой модели.
Как видно из табл. 2.4, в соответствии с t-критерием только величина коэффициента b значима на уровне 0,05, а величина постоянной а имеет низкое значение t-статистики и, соответственно, высокий уровень значимости принятия нулевой гипотезы (0,8349), в связи с чем должна быть отброшена.
Адекватность модели определялась с помощью дисперсионного анализа. Дисперсионное отношение Фишера подобранной модели имеет достаточную для заданного уровня значимости величину (415,64), и, следовательно, нулевую гипотезу следует отвергнуть (уровень значимости принятия нулевой гипотезы - 0,0000).
Опытные значения 1 анализируемой зависимости (рис. 2.9) имеют незначительное рассеивание относительно рассчитанной линейной модели 2. Это еще раз подтверждает корректность выбора модели. где Y - отношение скорости локальной и общей коррозии металла, %; X - концентрация механических примесей, мг/л; 1,71 - коэффициент регрессии. Из (2.1) следует, что при равенстве скоростей общей и локальной коррозии концентрация механических примесей в промысловой жидкости составляет 58,5 мг/л. Следовательно, для промысловых жидкостей месторождений Западной Сибири во избежание локальной коррозии металла внутренней поверхности труб необходимо соблюдение критерия Смп 58,5 мг/л. В зависимости от компонентного состава и структурно-текстурных особенностей отложений они могут как интенсифицировать, так и замедлять коррозионный процесс. Так, в случае возникновения макрогальванопары «металл трубы - отложения», фазовый состав отложений, в частности, определяет величину возникающей разности потенциалов, и, следовательно, степень усиления коррозии. Влияние отложений, включающих кальцит СаСОз, магнезит MgCCb, сидерит FeC03, иоцит FeO, макинавит FeS, неорганические соли и нефтепродукты, на скорость коррозии СтЗ в сточных водах хлоркальциевого типа с минерализацией до 104 г/л исследовано в работе [39]. Установлено, что наличие отложений на поверхности металла приводит к смещению его потенциала на 82 - 104 мВ в область более положительных значений и увеличению скорости коррозии с 0,0527 г/м -ч до 2,257 г/м -ч. Полученный результат автор объясняет катодными свойствами указанных отложений. Для количественной оценки роли сульфидов железа в усилении коррозии в [37] изучено изменение стационарного потенциала коррозии стального образца в контакте с отложениями сульфидов. Установлен сдвиг потенциала металла образца в положительную сторону на 80-120 мВ и рост скорости коррозии в 15 - 17 раз. В ряде работ [20, 27, 40, 41] показано, что разность потенциалов в мак-рогальванопаре «металл - сульфид железа», в которой сульфид с общей формулой FexSy играет роль катода, достигает значений 200 - 400 мВ. Такой разброс значений разности потенциалов указанной макрогальванопары [20, 27, 37, 40, 41] связан, вероятнее всего, с тем, что полисульфиды железа, формирующие отложения, имеют много модификаций, каждая из которых в отдельности, а также их всевозможное сочетание друг с другом и с иными продуктами коррозии способствуют возникновению отличных в каждом конкретном случае значений разности потенциалов. В [42] приведены результаты анализа около 500 проб отложений механических примесей в нефтепромысловом оборудовании и трубопроводных коммуникациях месторождений Предуралья, Западной Сибири и Ставрополья. Из них 10 % представлены продуктами коррозии, которые имеют следующий состав: сера - S, макинавит - FeS, мельниковит (грейгит) - Fe3S4, ио-цит (вюстит) - FeO, магнетит - Fe304, маггемит - -Fe203, куприт - Си20, те-норит - СиО, атакамит - Си2С1(ОН)3, гетит - a -FeOOH, акаганеит - р -FeOOH, лепидокрокит - у -FeOOH, фероксигит - J -FeOOH, сидерит - FeC03. Внешний вид продуктов коррозии и мест их отбора описан в работе [43]. Разнообразие продуктов коррозии обусловлено тем, что процесс коррозии является сложным, многостадийным (рис. 2.10) и происходит при различных концентрациях и сочетаниях агрессивных агентов, изменениях рН, давления, температуры, динамики потока и других факторов, оказывающих влияние на его ход. Чаще всего встречаются следующие ассоциации продуктов коррозии промысловых трубопроводов: сера, гидроксиды железа, сидерит; сера, макинавит, мельниковит; иоцит, магнетит; куприт, тенорит, атакамит [42]. Примером более сложной ассоциации является проба отложений из нефтепровода НГДУ «Альметьевнефть», в которой, наряду с продуктами коррозии, обнаружены неорганические соли, частицы глины и кварца. На поперечном срезе образца отобранных отложений различимы три характерных слоя: - пристенный - плотный, состоящий из аморфных гидроксидов железа с шаровидными и пластинчатыми включениями магнетита, а также шаровидными включениями иоцита; - средний - пористый и рыхлый, представленный акаганеитом, лепидок-рокитом, кальцитом, магнетитом, серой и сидеритом; - наружный - образованный поперечно-волокнистым агрегатом целести-нобарита с примесью кальцита. Под плотным пристенным слоем отложений наблюдалась равномерная коррозия, а в случае его отсутствия - локальное поражение металла трубы. В условиях эксплуатации нефтяных скважин к торможению коррозии (пассивации) приводят, как правило, фазовые пленки кальцита и барита. Пористые, неплотные отложения тех же соединений, напротив, могут ускорять коррозию (активировать). Экспериментальное подтверждение пассивации стали в результате частичного экранирования поверхности защитной пленкой Mg(OH)2 и СаС03 за счет торможения диффузии агрессивных агентов к поверхности металла получено А.Н. Лебедевым и А.С. Дербышевым [44]. Механизм облегчения пассивации стали при частичном механическом экранировании ее поверхности, потребляющей окислитель, обнаружен В.М. Новаковским и др. [45].
Разработка способа и устройства для магнитной коагуляции частиц механических примесей
Наиболее широкое распространение центрифуги получили в циркуляционных системах, так как однократный цикл центробежной очистки не всегда обеспечивает достаточно полное удаление механических примесей из жидкости.
Большое значение на эффективность работы центрифуги оказывает конструкция устройства для удержания и удаления уловленных примесей. В аппаратах, оборудованных постоянно открытыми грязесборными камерами или не оборудованных ими вовсе, вероятность уноса задержанных частиц довольно велика. Этот недостаток устраняется при использовании автоматических грязесборных камер, открывающихся при вращении ротора центрифуги и закрывающихся в момент его остановки.
Электроочистка. Принцип данного способа очистки заключается в осаждении под действием сил электростатического поля частиц механических примесей, заряд которых обусловлен трибоэлектризацией потока диэлектрической жидкости.
При движении частицы в жидкости на нее действуют силы гидравлического сопротивления, и если кулоновская сила больше них, то частица осаждается на электроде.
Основные типы электроочистителей, применяемых для удаления механических примесей из диэлектрических жидкостей в однородном и неоднородном электрических полях, описаны в работах [55-58].
Преимуществами данного метода являются: меньшие габаритные размеры по сравнению с отстойниками; отсутствие движущихся частей, как у центрифуг; постоянство пропускной способности и гидравлического сопротивления, которые изменяются в процессе эксплуатации фильтров. В то же время, очистка жидкостей в электроочистителях не полностью отработана для широкого практического применения. Это связано с тем, что при описании механизма электроосаждения в большинстве случаев учитывается действие на частицу только кулоновской силы, что весьма приблизительно, так как не принимается во внимание все многообразие процессов, происходящих в пространстве между электродами. Здесь будут наблюдаться: электрическая конвекция жидкости, то есть ее перемещение между электродами под влиянием сильного электрического поля; частичная утечка электрического заряда, так как для большинства жидких диэлектриков характерна некоторая электропроводность; возможная перезарядка частиц на электродах из-за нарушения их изоляции или в результате наведения в ее слое электростатического заряда.
Вибрационная очистка. Иногда для удаления механических примесей из перекачиваемых сред используют поле упругих колебаний, создаваемое вибрационными очистителями, в которых происходит коагуляция твердых частиц, облегчающая в дальнейшем их удаление из жидкости отстаиванием или фильтрованием. Вибрационные очистители могут быть высокочастотными (ультразвуковые) и низкочастотными (механические). В высокочастотных в качестве источника упругих колебаний обычно применяют магнитострикци-онные или пьезоэлектрические преобразователи, соединенные с колебательными элементами, а в низкочастотных - электродинамические или электромагнитные вибраторы.
Наиболее эффективны магнитострикционные преобразователи с частотой ультразвуковых колебаний в пределах 18-23 кГц, применение которых при кратковременном воздействии ультразвука на жидкость способствует агрегированию содержащихся в ней мелкодисперсных частиц примесей. Упругие колебания применяют в ряде случаев для разрушения имеющихся в жидкости инкреторных загрязнений.
Широкое применение вибрационной очистки в практике сдерживается рядом трудностей, связанных с недостаточной изученностью этого процесса. В частности, при некоторых условиях (продолжительное воздействие ультразвука, большая интенсивность поля упругих колебаний и т. д.) в вибрационных очистителях наблюдается не коагуляция частиц примесей, а обратный процесс - их диспергирование.
Магнитная очистка. Процесс магнитной очистки в цилиндрическом очистителе аналитически рассмотрен в работе [59]. Следует отметить, что хотя магнитная очистка до настоящего времени теоретически изучена недостаточно, но накопленный опыт и имеющиеся экспериментальные данные позволяют применять этот метод на практике.
При установке магнитного очистителя направление силовых линий магнитного поля, которое можно создавать как постоянными магнитами, так и электромагнитами, необходимо совместить с направлением движения очищаемой жидкости, поток которой должен иметь ламинарный режим течения. Это обеспечит наиболее полное улавливание ферромагнитных частиц. Применяют также аппараты, в которых механические примеси удерживаются специальными ферромагнитными элементами, помещенными в силовом поле магнита.
Преимуществом метода является возможность улавливания ферромагнитных частиц размером менее 0,5 мкм, что практически невозможно осуществить другими способами очистки. Необходимость удаления такого рода примесей вызвана их способностью к активной катализации процесса окисления многих углеводородов и стабилизации водонефтяных эмульсий. Магнитное поле позволяет также производить коагуляцию твердых частиц.
Недостатком метода является возможность удаления из жидкости только ферромагнитных механических примесей или агрегатированных с ними частиц.
Наиболее распространенные в нефтепромысловой практике методы отстаивания, циклонирования и фильтрования, не всегда достигают требуемого эффекта. Это связано с ограничениями возможностей оборудования, реализующего указанные методы, а именно, с ограничениями по производительности и дисперсности удаляемых частиц, когда удаляются преимущественно крупные частицы. Поэтому для увеличения глубины очистки и повышения производительности оборудования были разработаны и разрабатываются такие средства, как отстойники тонкослойного отстаивания с коалесцирующим фильтром, фильтры и гидроциклоны различных конструкций [60]. Однако это требует значительных капитальных вложений и внесения ряда изменений в технологический процесс подготовки нефтепромысловых сред. Коагуляция же частиц механических примесей позволяет повысить эффективность их удаления посредством уже находящегося в эксплуатации оборудования.
Как уже отмечалось ранее механические примеси, содержащиеся в сточных водах и эмульсиях большинства месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжского региона, представлены в основном породообразующими компонентами и продуктами коррозии. Причем 45-65 % из них для Урало-Поволжского региона и 15-25 % - для Западной Сибири относятся, согласно приведенной в табл. 3.1 классификации, к магнитным соединениям, что предопределяет целесообразность исследования возможности их коагуляции в магнитном поле.
Разработка и конструирование устройства для магнитной обработки скважинной продукции
В соответствии с программой [114] выполнены расчеты устройств для магнитной обработки ранее исследованных жидкостей.
Установлено, что для эффективного снижения интенсивности отложения солей в скважинах ГПУ ООО «Оренбурггазпром» и ООО «НГДУ «Ар-ланнефть» необходимо воздействие на добываемую продукцию постоянным магнитным полем напряженностью 40 кА/м и более.
Для условий ООО «НГДУ «Арланнефть» сконструировано устройство (см. рис. 4.4) с длиной корпуса 0,30 м и диаметром 0,073 м. Длина корпуса устройства для газовых скважин составляет 0,42 м при диаметре 2 7/87/. Внутри корпуса в четыре ряда одноименной полярностью в противоположных рядах (рис. 4.11) расположены постоянные магниты: в устройствах для нефтяных скважин - по 10 штук в ряду с расстоянием между центрами магнитов 0,025 м; для газовых скважин - по 20 штук с расстоянием 0,02 м.
Участки эффективного воздействия постоянного магнитного поля (# 40 кА/м) в описанных устройствах имеют длину 0,210 и 0,375 м соответственно (рис. 4.12), а время их прохождения жидкостью - 0,45 и 0,40 с.
Для создания постоянного магнитного поля указанной напряженности использовали редкоземельные магниты типа NcbFe B, выполненные в виде цилиндров (плоская омываемая поверхность) диаметром основания 5 мм и высотой 3 мм. В качестве средства их крепления на внутренней поверхности корпуса, а также антикоррозионного покрытия служила двухкомпонентная уретановая смола ТЕХНОТАР 200 (табл. 3.3), характеризующаяся высокой стойкостью к воздействию сероводородсодержащих сред.
Устройства для магнитной обработки установлены в скважинах ГПУ ООО «Оренбурггазпром» (Приложение Н), где в настоящее время проводятся их испытания, и ООО «НГДУ «Арланнефть» (Приложение П). После установки устройства в скважине № 137 ООО «НГДУ «Арланнефть» периодичность химических обработок скважины снизилась с 0,5 до 0,25 обр./мес, а ее межочистной период увеличился в среднем в 2 раза (табл. 4.7). 1. На поздней стадии разработки нефтяных месторождений промышленная безопасность трубопроводных систем в особой степени зависит от коррозионной активности флюидов, которая значительно возрастает вследствие увеличения обводненности добываемой продукции, содержания в ней СВБ и механических примесей. Последние служат причиной возникновения интенсивной локальной коррозии металла труб, которая вызывает существенное увеличение удельной аварийности низконапорных водоводов и нефтесбор-ных трубопроводов. 2. При высокой минерализации промысловых сред ионами С Г, Са2+, Mg2+, К+, Na+ и ограниченной растворимости в них сероводорода, кислорода и двуокиси углерода общая коррозия металла трубопроводов затруднена вследствие замедления диффузионных процессов и экранирования поверхности фазовыми пленками полисульфидов железа и хлорида натрия. Однако в присутствии механических примесей защитное действие пленок уменьшается в результате их эрозионного разрушения. Полученная аналитическая зависимость позволяет на основе контроля содержания в промысловой жидкости механических примесей проводить диагностику преобладающего вида коррозии металла внутренней поверхности трубопроводов без их вскрытия и назначать превентивные меры, направленные на повышение промышленной безопасности. 3. На основе предложенного способа коагуляции ферромагнитных час тиц механических примесей в магнитном поле разработаны алгоритм и про грамма расчета параметров магнитного поля и траектории движения взве шенных в жидкости частиц в специальном устройстве (Пат. № 32485, Б.И. № 26, 2003), позволяющие проектировать его для условий эксплуатации кон кретного трубопровода. В частности, в период экспозиции такого устройства, рассчитанного для условий водовода «РВС - БКНС-5» ООО «НГДУ «Уфа нефть», среднее значение коэффициента фильтрации фильтров тонкой очи стки увеличилось на 19,0 %. 4. Применение установленных режимов постоянного магнитного поля (напряженность - не менее 40 кА/м, продолжительность воздействия - не более 0,5 с) в лабораторных условиях показало снижение отложения хлоридов и сульфатов в реальных средах скважин ГПУ ООО «Оренбурггазпром» на 89,6 %, а ООО «НГДУ «Арланнефть» - на 81,2 %. 5. Показана высокая сходимость эффектов снижения солеотложения в постоянном магнитном поле, полученных в лабораторных условиях (81,2 %) и с помощью специально сконструированного устройства, которое было установлено в скважине № 137 ООО «НГДУ «Арланнефть» (межочистной период увеличился в среднем в 2 раза).
