Содержание к диссертации
Введение
1. Условия эксплуатации скважинного оборудования (на примере месторождений Апшеронского полуострова) 10
1.1. Краткая характеристика месторождений, находящихся в поздней стадии разработки 10
1.2. Анализ подземных ремонтов скважин и выявление причин преждевременного износа насосно- компрессорных труб и штанг 14
2. Оценка интенсивности коррозионного разрушения стали в продукции скважин 20
2.1. Физико-химические свойства продукции скважин и коррозионной активности ее компонентов 20
2.1.1. Физико-химические свойства нефти 20
2.1.2. Физико-химические свойства пластовой воды 22
2.1.3. Коррозионная агрессивность газов (СОг, Ог и Нг$ ) 25
2.2. Коррозионная стойкость стали в двухфазной системе "нефть-пластовая вода" 28
2.3. Моделирование интенсивности коррозионного разрушения стали в добываемой продукции 40
3. Выявление работоспособности наеосно-компрессорных труб и штанг в зависимости от механических и физико- химических факторов 52
3.1. Оценка интенсивности коррозионно-механического износа насосно-компрессорных труб и штанг 52
3.1.1. Моделирование срока службы колонны насосно-компрессорных труб 64
3.1.2. Моделирование срока службы колонны штанг 72
3.2. Прогнозирование срока службы насосно компрессорных труб и штанг в скважинах и потребности нефтепромысла в них 77
4. Разработка и внедрение мероприятий, повышающих работоспособность насосно-компрессорных труб и штанг 91
4.1. Анализ существующих методов повышения работоспособности насосно-компрессорных труб и штанг и выявление области рационального их использования 91
4.1.1. Исследование эффективности ингибиторов коррозии в двухфазных системах "нефть-пластовая вода" 92
4.1.2. Исследование эффективности мероприятий, предотвращающих коррозионно-механический износ насосно-компрессорных труб и штанг 103
4.2. Разработка технологии применения ингибитора ИКНС-АзНИПИнефть 109
4.2.1. Подача ингибитора в скважины, эксплуатируемые фонтанным или компрессорным способом 111
4.2.2. Подача ингибитора в скважины, эксплуатируемые насосным способом 115
4.3. Технико-экономический анализ внедрения ингибитора ИКНС-АзНИПИнефть 117
5. Разработка технологических мероприятий по повышению работоспособности трубопроводов системы ППД 121
Заключение 126
Список использованной литературы 130
Приложение I
- Анализ подземных ремонтов скважин и выявление причин преждевременного износа насосно- компрессорных труб и штанг
- Коррозионная стойкость стали в двухфазной системе "нефть-пластовая вода"
- Прогнозирование срока службы насосно компрессорных труб и штанг в скважинах и потребности нефтепромысла в них
- Разработка технологии применения ингибитора ИКНС-АзНИПИнефть
Введение к работе
В решениях ХХУІ съезда КПСС предусмотрено гармоничное развитие всех отраслей народного хозяйства страны. При этом особое внимание уделено развитию топливно-энергетического комплекса.
Для достижения высокого уровня развития нефтяной промышленности и доведения добычи нефти в стране к 1985 году до 620-64-0 млн. т необходимо обеспечение не только высоких темпов ежегодного прироста его по новым районам, но и стабилизация добычи на старых, к числу которых относятся, в частности, месторождения объединения "Азнефть".
Характерными признаками этих месторождений являются: значительное снижение пластового давления, прогрессирующее обводнение нефтеносных объектов, присутствие в продукции большого количества механических примесей, разработка их плотными сетками скважин, переход на эксплуатацию преимущественно глубиннонасос-ным способом добычи и др.
Здесь для повышения нефтеотдачи пластов осуществляются различные технологические мероприятия (площадное нагнетание воды и газа, термическое воздействие на пласт, нагнетание химических реагентов, форсированный отбор жидкости и т.д.), которые оказывают существенное влияние на работоспособность нефтепромыслового оборудования и, в особенности, скважинного.
Технико-экономический анализ аварийности нефтепромыслового оборудования по объединению "Азнефть" за 1976-1980 гг. показы- вает, что при общем металлофонде НГДУ Агаперонского полуострова объединения по объектам добычи и транспорта нефти и газа и утилизации промысловых сточных вод около 700 тыс. т, ежегодные потери металла составляют 10-11 тыс. т по подземному оборудованию (насосно-компрессорные трубы (НКТ), обсадные колонны, штанги, насосы и др.) и 2-3 тыс. т по наземному оборудованию (выкидные линии, нефтесборные коллекторы, трубопроводы системы поддержания пластового давления (ППД), газопроводы и др.). При этом общие ежегодные затраты на ремонтно-восстановительные работы, замену изношенного оборудования и отдельных его узлов, потери нефти из-за простоя скважин и выбытия их из действующего фонда и др. по объединению достигают 7,7 млн. рублей.
Основная масса эксплуатационных затрат (более 85%), вызванных заменой преждевременно изношенного оборудования, сосредоточена в действующем фонде скважин, при этом на эксплуатацию НКТ и штанг ежегодно расходуется 4,5 млн. рублей. Также значительный ущерб наблюдается по трубопроводам системы ППД и утилизации сточных вод, на ремонт которых ежегодно расходуется около 550 тыс. рублей.
Следует отметить, что износ нефтепромыслового оборудования, в том числе и скважинного, обусловлен совместным влиянием механических и физико-химических факторов, в связи с чем в диссертационной работе были поставлены следующие задачи: исследование условий эксплуатации скважинного оборудования; определение коррозионной стойкости металла в нефтегазо-водной системе и выявление степени влияния отдельных факторов на ход этого процесса; разработка методики оценки коррозионно-механического износа скважинного оборудования (НКТ и штанг); выявление работоспособности НКТ и штанг на различных месторождениях Апшеронского полуострова объединения "Азнефть" и оценка надежности их эксплуатации; исследование области эффективного использования существующих методов защиты нефтепромыслового оборудования от коррозионно-механического разрушения; разработка технологических мероприятий по увеличению работоспособности скважинного оборудования и трубопроводов системы ППД.
Поставленные в диссертации задачи решались путем проведения лабораторных и промысловых испытаний по изучению стойкости стали в нефтегазоводных средах в соответствии с принятыми Миннефтепро-мом отраслевыми стандартами и руководящими документами, анализа работы НКТ и штанг и обработки полученных результатов методами математической статистики на современных ЭВМ.
В диссертационной работе впервые, путем обработки лабораторных и промысловых исследований методом группового учета аргументов (МГУА) даны количественные выражения влияния основных факторов на интенсивность коррозионного разрушения стали в нефтегазо-водной системе и работоспособность (срок службы) скважинного оборудования (НКТ и штанг).
Изложенные в диссертации положения могут быть использованы для следующей практической реализации в промышленности.
I). Составление математических моделей коррозионно-механи-чеекого износа НКТ и штанг позволяет, зная некоторые сведения о химическом составе добываемой продукции и режиме эксплуатации
8 сква,жины, заведомо, с достаточно высокой точностью, определить интенсивность коррозионного разрушения стали и оптимальный срок службы их (предотвращая случаи аварийного выхода из строя) и спланировать расход НКТ и штанг по отдельным участкам объединения в зависимости от конкретных условий эксплуатации.
2). Разработка технологии периодической обработки скважин ингибитором ИКНС-АзНИПИнефть (РД 39-3-382-80) дает возможность на практике наиболее эффективно производить защиту скважинного оборудования нерастворимыми в воде ингибиторами коррозии.
Внедрение ингибитора ИКНС-АзНИПИнефть по разработанной технологии осуществляется в четырех объединениях МНП: "Азнефть", "Ставропольнефтегаз", "Дагнефть" и "Грознефть". Экономический эффект от внедрения ингибитора ИКНС-АзНИПИнефть по разработанной технологии только в объединении "Азнефть" составил в 1980-82 гг. соответственно 61,6, 201,5 и 170,2 тыс. рублей.
3). Разработка способа соединения стальных футерованных труб (а.с. СССР Ш 958759) позволяет их применение в системе ПОД, где давление, при котором транспортируется агрессивная жидкость, достигает 20 МПа.
В конце диссертации в приложениях приведены: таблицы массивов исходных данных к моделированию процесса коррозионно-механи-ческого износа НКТ и штанг в эксплуатационных скважинах и эффективности применения ингибитора ИКНС-АзНИПИнефть и копии акта промышленного внедрения результатов диссертационной работы в объединении "Азнефть" и результатов расчета годового экономического эффекта от использования ингибитора ИКНС-АзНИПИнефть по разработанной технологии в объединении "Азнефть" за 1980-82 гг.
Автор выражает глубокую признательность заведующему секто-
9 ром Субботину М.А. и сотрудникам научно-исследовательского отдела вычислительной техники АзНИПИнефть оказавшим содействие в решении отдельных задач.
Анализ подземных ремонтов скважин и выявление причин преждевременного износа насосно- компрессорных труб и штанг
Ежегодно в НГДУ "Лениннефть", им. 26 бакинских комиссаров, "Орджоникидзенефть", "Карадагнефть", "Кировнефть" и "Азизбеков-нефть" производится около 100 тысяч подземных ремонтов, что соответствует среднему межремонтному периоду скважин по Апшерону 28 суткам.
Анализ видов подземного ремонта скважин (табл. 1.2) показывает, что 31,9$ всех ремонтав вызван износом НКТ и штанг. При средней продолжительности ремонта 9,5 часа общая продолжительность простоя скважин (без учета простоя скважин в ожидании бригад подземного ремонта) превышает 118,5 тыс. суток, в том числе 37,5 тыс. суток из-за износа НКТ и штанг. Это приводит к тому, что ежегодно Апшеронскими НГДУ недодается I05-IIQ тыс. т нефти, в том числе 35-40 тыс. т из-за ликвидации утечек в трубах и об рыва штанг.
Вопросы борьбы с песком и увеличения работоспособности сква-жинных насосов при эксплуатации их в осложненных условиях широко рассмотрены и развиты в трудах советских и зарубежных ученых: М.Маскета, А.М.Пирвердяна, А.Н.Адонина, И.М.Муравьева, А.Б.Су-лейманова, А.Д.Амирова и др. /4,24,38,47,56,68,78/.
В настоящем разделе диссертации рассматриваются вопросы износа НКТ и штанг. Установлено /39,40/, что с увеличением обводненности продукции и пробега штанг резко увеличивается ремонт-ность скважин, т.е. работоспособность НКТ и штанг обусловлена их коррозионно-механическим износом.
Коррозионно-механический износ, представляющий собой сложный процесс разрушения поверхности металлического оборудования под влиянием физико-химического и механического воздействия внешней среды является следствием двух одновременно протекающих процессов: электрохимической (редко химической) коррозии и механического разрушения продуктов коррозии и металла.
При помещении стального образца в раствор нейтральной соли поверхность его корродирует. Если часть этой поверхности непрерывно зачищается, коррозия ее протекает более интенсивно по сравнению с коррозией незачищаемой поверхности, на которой слой окислов выполняет защитную функцию. Работами Г.В.Акимова /29/ установлено, что потенциал стали, подвергающейся непрерывной зачистке, под слоем нейтрального солевого раствора смещается в отрицательную сторону на несколько сот милливольт.
В этом случае между зачищаемой и незачищаемой частями поверхности образца возникает разность потенциалов, возрастающая с увеличением полноты зачистки и повышением защитных свойств слоя окислов на незачищаемой части поверхности.
Перенося это положение на механизм взаимного коррозионно-механического изнашивания НКТ и штанг в агрессивной нефтегазо-водной среде, можно представить протекание этого процесса по следующей схеме.
НКТ и штанги подвергаются интенсивному коррозионному воздействию нефтегазоводной системы. Взаимное трение НКТ и штанг способствует снятию (сдиранию) с поверхности металла окисной пленки, ее оголению и образованию между зачищенными и незачищенными поверхностями металла макропар, усиливающих протекание электрохимического процесса коррозии (зачищенная часть выполняет функцию анода). Кроме того, наличие в системе значительного количества механических примесей (кварцевого песка), также способствует абразивному сдиранию с поверхности металла окисной пленки.
До характеру разрушения металла различают общий (сплошной) или местный коррозионный износ. Сплошной коррозионный износ охватывает всю поверхность металла и бывает равномерным и неравномерным (рис. I.I, а и б).
Местный коррозионный износ обычно сосредоточен на отдельных участках поверхности. Наиболее часто на практике встречаются следующие виды местного коррозионного износа:1) язвенный - в виде язв, проникающих в глубь металла на значительное расстояние (рис. 1,1, в);2) точечный (питтинг) - в виде отдельных точечных поражений металла (рис. I.I, г);3) межкристальный - разрушение металла по границам зерен (рис. I.I, д);4) коррозионное растрескивание - коррозионное разрушение ме1 талла при одновременном воздействии на него агрессивной среды и пульсирующих или знакопеременных нагрузок (рис. I.I, е).
Язвенный или точечный коррозионный износ представляет наибольшую опасность для нефтепромыслового оборудования, обеспечивающего герметичность системы, например, НКТ, резервуары, трубопроводы и др.
Межкристальный коррозионный износ и коррозионное растрескивание наиболее опасны для конструкций, несущих нагрузки (НКТ, обсадные колонны, штанги и др.), так как могут привести к катостро-фическому разрушению металла и авариям.
Таким образом анализ условий эксплуатации скважинного оборудования на месторождениях Апшеронского полуострова объединения "Азнефть" показывает:1) условия эксплуатации НКТ и штанг здесь являются крайне жесткими, чем объясняется их большой расход в целом (около 1800 тыс. м НКТ и более 70 тысяч штанг в год), приводящий к ежегодным затратам на их замену и ремонт более 4,5 млн. рублей;2) для стабилизации уровня добычи нефти старых нефтяных районов и извлечения остаточных запасов нефти необходима тщательная работа с эксплуатационным фондом скважин, предотвращающая случіаи их аварийного выхода из строя из-за коррозионно-механи-ческих поражений.
Коррозионная стойкость стали в двухфазной системе "нефть-пластовая вода"
Как было показано выше, при добыче нефти на стойкость стали оказывает влияние нефтегазоводная система, содержащая в растворенном виде агрессивные газы (сероводород, кислород и углекислый газ).
Своеобразие коррозионной стойкости металлов, соприкасающихся с двумя не смешивающимися жидкостями различной полярности, широко осветили в своих работах В.АДистяковский и П.А.Ребиндер /28, 61/. В последние годы вопросам коррозии металлов в двухфазной системе "нефть - пластовая вода" при наличии в них сероводорода посвящен ряд исследований /16,82 и 85/.
По мнению ряда исследователей /12 и 48/, наиболее важным из многих факторов, оказывающих влияние на коррозионную активность системы "нефть - пластовая вода", является соотношение нефти и воды, при этом агрессивность системы растет с повышением содер жания в ней воды. В тоже время имеются данные, что одному и тому же соотношению нефти и воды соответствует различная коррозионная активность системы /12 и 85/.
Поэтому, с целью выявления стойкости стали к коррозионному разрушению в двухфазной системе "нефть - пластовая вода" были проведены лабораторные исследования, где образцы-свидетели из сталія 3 подвергались коррозионному воздействию путем интенсивного перемешивания их в водонефтяной смеси в герметичном сосуде при температуре +20С.
Для проведения исследований была использована продукция трех скважин месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы (скв. 715 - П горизонта, 62088 - У горизонта и 2208 - горизонта 1КС2) и скважины 75318 (горизонт ІУде) месторождения Сураяаны.В качестве агрессивного компонента использовались пластовые воды хлоркальциевого (скв. 715) и гидрокарбонатнонатриевого типов (скв. 62088). Химический состав пластовых вод этих скважин приведен в таблице 2.1.
В качестве неагрессивного компонента использовалась нефть также двух типов: высокоактивная (скв. 2208) с содержанием нафтеновых кислот 2,22% и малоактивная (скв. 75318) с содержанием нафтеновых кислот 0,18%.
Исследования эти проводились в два этапа. На первом этапе образцы подвергались коррозионному воздействию в двухфазной системе при отсутствии сероводорода. Результаты этих исследований приведены на рис. 2.1.
Известно /6/, что возрастание скорости коррозии стали в электролите - пластовая вода обусловлено ростом электропроводности среды, снижением стойкости защитных пленок на поверхности метал ла и стимулирующим влиянием ионов хлора в условиях активного деполяризующего действия кислорода.
Кроме того, бикарбонат кальция, находящийся в подвижном равновесии с карбонатом кальция и двуокисью углерода по схеме:при любом воздействии на среду, в результате которого двуокись углерода выделяется из системы, приводит к сдвигу химического равновесия вправо /16/.
При коррозии металла с кислородной деполяризацией на катодных участках идет электрохимический процесс потребления кислорода, :в результате которого в раствор переходят ионы гидроокисла. Вблизи поверхности корродирующего металла постоянно нарушается подвижное равновесие бикарбоната за счет связывания ионами ОН" двуокиси углерода. Поэтому на границе металл - электролит вода перенасыщается карбонатом кальция и он выпадает в осадок вместе с постоянно образующимися здесь продуктами коррозии.
Образующаяся в этих условиях пленка карбонатов и окислов железа обладает экранирующей способностью и оказывает тормозящее действие на коррозию металла. С другой стороны, если пластовая вода перенасыщена С0г (т.е. является агрессивной), даже в ходе активного процесса растворения металла на его поверхности не выпадает осадок. В этом случае кислород и двуокись углерода выступают как активные стимуляторы коррозионного процесса.
Поэтому, несмотря на меньшую минерализацию, скорость коррозии стали в щелочной воде (2,4- т/ит»ч) больше, чем в жесткой (1,8 г/м «ч), так как кислород и углекислота в этих водах присутствовали соответственно в концентрациях: в щелочной воде -2,1»10 3 и 2,4«ІСГ3 кг/м3, в жесткой воде - 0,8 Ю 5 и 1,1-КГ3 кг/ir.
С увеличением содержания в системе нефти, особенно поверхностно-активной, скорость коррозии стали резко падает, так как на поверхности металла образуется стойкая защитная пленка и газы (02 и С02), растворенные в воде, не оказывают существенного влияния на ход коррозионного процесса.При этом в системе "щелочная вода - активная нефть" на границе раздела вода - нефть происходит реакция взаимодействия карбоксильной группы нафтеновой кислоты с ионом щелочного металла с образованием соли нафтеновой кислоты. Образующиеся соединения более поверхностно-активны, чем сами нафтеновые кислоты. В результате происходит снижение поверхностного натяжения на границе раздела нефть - вода и резкое увеличение избирательного смачивания металла неэлектролитом - нефтью.
Так, в двухфазной системе "жесткая вода - активная нефть" при наличии 20% нефти интенсивность коррозионного процесса уменьшается до 0,12 г/м ч, а в системе с щелочной водой даже наличие 5% нефти уменьшает скорость коррозии до указанного значения. В фазе с неактивной нефтью интенсивность коррозионного процесса падает до 0,2 т/иГ Ч только при наличии 40-60% нефти (см. рис. 2.1).
На втором этапе исследований пластовые воды насыщались сероводородом в различной концентрации и образцы подвергались коррозионному испытанию в двухфазной системе "нефть - пластовая вода" в присутствии сероводорода. Результаты этих исследований в двухфазных системах "жесткая пластовая вода - активная нефть" и "щелочная пластовая вода - активная нефть" приведены соответственно на рис. 2.2 и 2.3.При насыщении пластовых вод (жесткой и щелочной) сероводородом последний вступает в химическое взаимодействие с растворен
Прогнозирование срока службы насосно компрессорных труб и штанг в скважинах и потребности нефтепромысла в них
Как было показано выше, при добыче нефти на стойкость стали оказывает влияние нефтегазоводная система, содержащая в растворенном виде агрессивные газы (сероводород, кислород и углекислый газ).
Своеобразие коррозионной стойкости металлов, соприкасающихся с двумя не смешивающимися жидкостями различной полярности, широко осветили в своих работах В.АДистяковский и П.А.Ребиндер /28, 61/. В последние годы вопросам коррозии металлов в двухфазной системе "нефть - пластовая вода" при наличии в них сероводорода посвящен ряд исследований /16,82 и 85/.
По мнению ряда исследователей /12 и 48/, наиболее важным из многих факторов, оказывающих влияние на коррозионную активность системы "нефть - пластовая вода", является соотношение нефти и воды, при этом агрессивность системы растет с повышением содер жания в ней воды. В тоже время имеются данные, что одному и тому же соотношению нефти и воды соответствует различная коррозионная активность системы /12 и 85/.
Поэтому, с целью выявления стойкости стали к коррозионному разрушению в двухфазной системе "нефть - пластовая вода" были проведены лабораторные исследования, где образцы-свидетели из сталія 3 подвергались коррозионному воздействию путем интенсивного перемешивания их в водонефтяной смеси в герметичном сосуде при температуре +20С.
Для проведения исследований была использована продукция трех скважин месторождения Балаханы-Сабунчи-Раманы (скв. 715 - П горизонта, 62088 - У горизонта и 2208 - горизонта 1КС2) и скважины 75318 (горизонт ІУде) месторождения Сураяаны.В качестве агрессивного компонента использовались пластовые воды хлоркальциевого (скв. 715) и гидрокарбонатнонатриевого типов (скв. 62088). Химический состав пластовых вод этих скважин приведен в таблице 2.1.
В качестве неагрессивного компонента использовалась нефть также двух типов: высокоактивная (скв. 2208) с содержанием нафтеновых кислот 2,22% и малоактивная (скв. 75318) с содержанием нафтеновых кислот 0,18%.
Исследования эти проводились в два этапа. На первом этапе образцы подвергались коррозионному воздействию в двухфазной системе при отсутствии сероводорода. Результаты этих исследований приведены на рис. 2.1.
Известно /6/, что возрастание скорости коррозии стали в электролите - пластовая вода обусловлено ростом электропроводности среды, снижением стойкости защитных пленок на поверхности метал ла и стимулирующим влиянием ионов хлора в условиях активного деполяризующего действия кислорода.
Кроме того, бикарбонат кальция, находящийся в подвижном равновесии с карбонатом кальция и двуокисью углерода по схеме:при любом воздействии на среду, в результате которого двуокись углерода выделяется из системы, приводит к сдвигу химического равновесия вправо /16/.
При коррозии металла с кислородной деполяризацией на катодных участках идет электрохимический процесс потребления кислорода, :в результате которого в раствор переходят ионы гидроокисла. Вблизи поверхности корродирующего металла постоянно нарушается подвижное равновесие бикарбоната за счет связывания ионами ОН" двуокиси углерода. Поэтому на границе металл - электролит вода перенасыщается карбонатом кальция и он выпадает в осадок вместе с постоянно образующимися здесь продуктами коррозии.
Образующаяся в этих условиях пленка карбонатов и окислов железа обладает экранирующей способностью и оказывает тормозящее действие на коррозию металла. С другой стороны, если пластовая вода перенасыщена С0г (т.е. является агрессивной), даже в ходе активного процесса растворения металла на его поверхности не выпадает осадок. В этом случае кислород и двуокись углерода выступают как активные стимуляторы коррозионного процесса.
Поэтому, несмотря на меньшую минерализацию, скорость коррозии стали в щелочной воде (2,4- т/ит»ч) больше, чем в жесткой (1,8 г/м «ч), так как кислород и углекислота в этих водах присутствовали соответственно в концентрациях: в щелочной воде -2,1»10 3 и 2,4«ІСГ3 кг/м3, в жесткой воде - 0,8 Ю 5 и 1,1-КГ3 кг/ir.
С увеличением содержания в системе нефти, особенно поверхностно-активной, скорость коррозии стали резко падает, так как на поверхности металла образуется стойкая защитная пленка и газы (02 и С02), растворенные в воде, не оказывают существенного влияния на ход коррозионного процесса.При этом в системе "щелочная вода - активная нефть" на границе раздела вода - нефть происходит реакция взаимодействия карбоксильной группы нафтеновой кислоты с ионом щелочного металла с образованием соли нафтеновой кислоты. Образующиеся соединения более поверхностно-активны, чем сами нафтеновые кислоты. В результате происходит снижение поверхностного натяжения на границе раздела нефть - вода и резкое увеличение избирательного смачивания металла неэлектролитом - нефтью.
Так, в двухфазной системе "жесткая вода - активная нефть" при наличии 20% нефти интенсивность коррозионного процесса уменьшается до 0,12 г/м ч, а в системе с щелочной водой даже наличие 5% нефти уменьшает скорость коррозии до указанного значения. В фазе с неактивной нефтью интенсивность коррозионного процесса падает до 0,2 т/иГ Ч только при наличии 40-60% нефти (см. рис. 2.1).
На втором этапе исследований пластовые воды насыщались сероводородом в различной концентрации и образцы подвергались коррозионному испытанию в двухфазной системе "нефть - пластовая вода" в присутствии сероводорода. Результаты этих исследований в двухфазных системах "жесткая пластовая вода - активная нефть" и "щелочная пластовая вода - активная нефть" приведены соответственно на рис. 2.2 и 2.3.При насыщении пластовых вод (жесткой и щелочной) сероводородом последний вступает в химическое взаимодействие с растворен
Разработка технологии применения ингибитора ИКНС-АзНИПИнефть
Как было показано выше в объединении "Азнефть" насчитывается более 3 тысяч скважин с интенсивным коррозионным разрушением стального оборудования. При этом в большинстве из них для уменьшения коррозионно-механического износа НКТ и штанг достаточно применение ингибитора коррозии ИКНС-АзНИПИнефть.
Однако получившая широкое распространение постоянная дозировка ингибитора в поток агрессивной жидкости имеет ряд существенных недостатков: во-первых, расчет потребного количества ингибитора производится на объем обрабатываемой жидкости, что при до быче значительного количества пластовой воды требует большого его расхода; во-вторых, требуется сооружение дозаторных станций, проведение линий нагнетания ингибитора от станций к скважинам и их обслуживание, что при разбросе коррозионных скважин на большой территории приводит к значительным материальным затратам.
Поэтому была предложена технология периодической обработки скважин, основанная на свойстве нерастворимых в воде ингибиторов образовывать на металлической поверхности стойкие защитные пленки, не смываемые потоком жидкости в течение длительного времени.
Эта технология предусматривает периодическую подачу ингибитора в затрубное пространство и единовременное создание защитной пленки на всей поверхности подземного оборудования: в затрубном пространстве, лифтовых трубах, устьевой арматуре и выкидной линии. Расчет потребного количества ингибитора на однократную обработку скважины при этом производится из площади обрабатываемой поверхности, включая внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны, наружную и внутреннюю поверхность подъемных труб, поверхность штанг, внутреннюю поверхность выкидной линии, по формуле:где Р - потребное количество ингибитора на одну скважино-операцию, кг; F - суммарная площадь поверхности элементов защищаемогооборудования, м ;р 0,2 - норма расхода ингибитора на І м поверхности защищаемого оборудования. Подача ингибитора осуществляется по специальным графикам в течение 1-3 месяцев при нормальной эксплуатации скважины без ее остановки. Периодичность подачи зависит от скорости потока добы ваемой продукции в лифтовых трубах. При скорости потока жидкости до 0,1 м/с периодичность между обработками достигает 2,5-3 месяцев; при скорости потока до 0,25 м/с - 1,5-2 месяца; при скорости потока до 0,5 м/с - один раз в месяц; а при скорости потока свыше 0,5 м/с скважина обрабатывается 2-3 раза в месяц.
Технология периодической подачи ингибитора в скважины с использованием передвижных технологических агрегатов имеет большие преимущества перед постоянной дозировкой, так как устраняется необходимость в организации дозаторных пунктов, коммуникаций и их обслуживания и может осуществляться для каждого объединения или НГДУ (в зависимости от территориального расположения их) в централизованном порядке.
Кроме того, как отмечалось выше, постоянная дозировка ингибитора в скважины предусматривает его расход на объем добываемой пластовой воды, что на месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, где имеет место высокая обводненность продукции, приводит к увеличению расхода ингибитора, тогда как предложенная технология предусматривает расход ингибитора на поверхность защищаемого оборудования.
Практика применения ингибитора ИКНС-АзНИПИнефть на промыслах объединения "Азнефть" показывает, что его расход при использовании технологии периодической обработки скважин сокращается на 20-30%.
Технология подачи ингибитора в скважины без нарушения режима их работы зависит от способа эксплуатации скважины и конструкции подъемного лифта /58/.В зависимости от конструкции лифта ингибитор может подавать ся либо в затрубное пространство через обратный клапан на задвижке (при однорядном лифте, рис. 4.5), либо в затрубное и кольцевое пространство между первым и вторым рядом труб (при двурядном лифте, рис. 4.6).
Поданный в фонтанирующую скважину, исходя из расчета по формуле 4.10, ингибитор должен быть продавлен нефтью до башмака первого или второго рядов лифта с тем, чтобы он мог быть увлечен потоком фонтанирующей жидкости внутрь подъемного лифта и была бы обеспечена обработка ингибитора внутренней поверхности труб,фонтанной арматуры и выкидной линии. Эта операция может быть произведена с помощью агрегата 4АН-700 и автоцистерны.
В некоторых случаях, когда в затрубном пространстве нет накопленной воды, операция по продавке ингибитора нефтью может быть исключена.
Подача ингибитора в затрубное пространство (при однорядном лифте) и в кольцевое пространство (при двурядном лифте) скважин, эксплуатируемых газлифтным (эрлифтным) способом, осуществляется малыми порциями по 50-60 кг в целях предупреждения нарушения лифтирования из-за возможной задержки поступления рабочего агента. Интервалы между подачей ингибитора должны быть не менее 15-25 минут.
При этом в кольцевое пространство между I и П рядами НКТ, особенно в зимний период, ингибитор ИКНС-АзНИПИнефть подается разбавленный керосином в отношении 1:1. Это производится с целью избежания забивания кольцевого пространства и пусковых клапанов, так как вязкость ингибитора при 20С равна 0,4 Па-с
При эксплуатации компрессорной скважины двурядным лифтом обработка подземного оборудования делится на два этапа. Вначале ингибитор подается в кольцевое пространство между I и П рядом
