Содержание к диссертации
Введение
1. Образование отложений солей в скважинах и их влияние на работу подземного оборудования 13
1.1 Характер и механизм образования отложений солей в подземном оборудовании скважин. 14
1.1.1 Современные представления об условиях и механизме образования отложений солей. 16
1.1.2 Исследование характера и механизма осадконакопления в ЭЦН
1.2 Состав образующихся отложений солей и их прогнозирование 34
1.3 Влияние отложений солей на основные показатели работы УЭЦН. 46
Выводы. 55
2. Лабораторные исследования влияния отложений солей на рабочие характеристики ЭЦН 56
2.1 Характер отложений осадков в каналах рабочих колес и направляющих аппаратов ЭЦН. 56
2.2 Лабораторный стенд и методика проведения экспериментов по изучению влияния твердых отложений на рабочие характеристики ступеней ЭЦН . 58
2.3 Результаты лабораторных исследований. 61
Выводы. 83
3. Промысловые исследования влияния отложений солей в рабочих органах эцн на их рабочие характеристики 84
3.1 Влияние степени перекрытия отложениями каналов рабочих колес и направляющих аппаратов на рабочие характеристики ЭЦН в скважинах. 84
3.2 Динамика снижения дебита скважин в процессе отложения неорганических солей в рабочих органах ЭЦН . 88
3.3 Оптимальный межочистной период работы ЭЦН в процессе осадконакопления 94
Выводы. 97
4. Повышение эффективности работы эцн в осложненных солеотложениями условиях 99
4.1 Разработка технологии предотвращения образования сульфидосодержащих солей. 100
4.2 Удаление образовавшихся в ЭЦН отложений солей с сульфидом железа без подъема ГНО . 111
4.3 Предотвращение образования сульфидосодержащих осадков и коррозии в затрубном пространстве скважины. 118
4.4 Компоновка УЭЦН с подвижными соединительными узлами. 126
Выводы. 140
Основные выводы. 142
Список использованных источников.
- Исследование характера и механизма осадконакопления в ЭЦН
- Лабораторный стенд и методика проведения экспериментов по изучению влияния твердых отложений на рабочие характеристики ступеней ЭЦН
- Динамика снижения дебита скважин в процессе отложения неорганических солей в рабочих органах ЭЦН
- Удаление образовавшихся в ЭЦН отложений солей с сульфидом железа без подъема ГНО
Исследование характера и механизма осадконакопления в ЭЦН
К настоящему времени накоплен обширный материал по исследованию процесса образования твердых солевых отложений на подземном оборудовании и в призабойной зоне пласта добывающих скважин. Несмотря на наличие большого количества научных исследований, следует отметить, что среди исследователей нет единого мнения о механизме формирования отложений неорганических солей. Большинство из них считает основополагающей теорию Дж. Гиббса о поверхностных явлениях в жидких и кристаллических системах [14, 32, 42], получившую дальнейшее развитие в работах других исследователей [45, 83, 88, 89, 99].
Известно, что отложения солей при добыче нефти формируются за счет кристаллизации солей из пересыщенных попутно-добываемых вод и осаждения этих кристаллов на поверхности нефтепромыслового оборудования.
Как отмечается в работе [83] кристаллизация, по сути, является фазовым переходом вещества из перенасыщенной (маточной) среды в кристаллическое состояние. При достижении некоторой предельной для данных уело 17 вий насыщенности растворов солей практически мгновенно возникают множество зародышей кристаллов, способных в дальнейшем к росту. Величина предельной насыщенности зависит от температуры, давления, состава среды и концентрации солеобразующих ионов, ее объема, материала и состояния стенок оборудования, интенсивности перемешивания и других факторов [11, 40, 85, 91]. С увеличением пересыщенности скорость образования зародышей резко возрастает, а размеры их уменьшаются. Исследованиями [12, 17, 52, 97, 99] установлено, что твердая поверхность играет большую роль при образовании кристаллов солей в пересыщенных растворах, причем если на поверхности имеются шероховатости и углубления, что характерно для поверхности скважинного оборудования, то процесс кристаллизации начинается раньше и происходит быстрее. На шероховатой поверхности отлагается большее количество частиц твердой фазы, чем на гладкой, поскольку часть мелких частиц может срываться потоком жидкости с гладкой поверхности. Эксперименты показали, что интенсивность солеотложений наибольшая на образцах из стали НКТ и наименьшая на фторопласте. Исследуя механизм отложения солей на полимерных материалах, рекомендовано использовать для предотвращения солеотложений не гидрофобные, как принято, а лиафобные материалы [42, 46]. Имеется ряд сообщений об успешных промысловых испытаниях полимерных покрытий для предотвращения отложения солей при добыче обводненной нефти [3, 42, 74].
В реальных условиях работы нефтепромыслового оборудования на кристаллизацию и образование отложений солей накладывается влияние дополнительных факторов, таких как: физико-химические свойства нефти, выделение газа, наличие механических примесей и продуктов коррозии, дисперсность этих компонентов в потоке, скорость движения жидкости и др. Влияние большинства этих факторов, а тем более взаимовлияние их на процесс солеотложения изучено недостаточно [42, 83, 90, 98]. Важнейшими факторами, влияющими на осадконакопление и состав образующихся солей, являются состав пластовой воды и степень пересыщения ее солями. Состав попутно-добываемых вод сложен, они в разной степени пересыщены различными солями, и тогда на поверхности оборудования может происходить сокристаллизация нескольких солей [28, 46, 49, 69, 103].
Ряд исследователей связывает процесс солеотложения со смачиванием поверхности металла пересыщенной солями пластовой водой, полагая что возникновение зародышей кристаллов происходит на гидрофильной поверхности оборудования [39, 74]. В реальных же условиях, после снятия солевых осадков с поверхности оборудования, часто обнаруживаются следы пристенных адсорбционных слоев из органических веществ, прочно связанных с кристаллическими отложениями и металлом. Очевидно, что образовавшиеся в объеме жидкости кристаллы прилипают к гидрофобному слою, состоящему из активных компонентов нефти. Активные компоненты нефти способствуют интенсификации процесса накопления солей. Кроме того, адсорбируясь на границе раздела фаз, они увеличивают адгезию между частицами и поверхностью оборудования. Отложения из скважин содержат как адсорбированные компоненты нефти, так и кристаллически-связанные, которые гидрофобизи-руют поверхность солевых отложений и придают осадкам желтовато-коричневый цвет [11, 17, 46]. Выявлено, что с увеличением количества компонентов нефти в растворе, скорость осадконакопления существенно возрастает.
На механизм отложений солей в скважине заметно влияют выделяющийся газ, характер водонефтяной эмульсии, скорость и структура газожидкостной смеси, состояние и материал оборудования [3,12,17,40,42,46,51,74]. В условиях скважины выделяющиеся пузырьки свободного газа образуются сначала в пристенной области [42], при этом создаются многочисленные гетерогенные границы раздела фаз твердое тело - жидкость - газ, на которых имеются благоприятные условия зарождения и роста кристаллов неорганиче 19 ских солей. В результате интенсивность солеотложений возрастает. Это положение подтверждается рядом промысловых исследований [40, 42, 46, 74]. Особенно характерно это для случаев формирования карбонатных солей, которое связано с выделением двуокиси углерода при уменьшении давления в скважине.
Расчеты Ф.И.Медведева, И.Т.Мищенко и Л.Х.Ибрагимова показали, что наиболее интенсивное отложение солей в скважине протекает в зоне перехода от эмульсионной к четочной структуре газожидкостного потока. Отмечается возможность предотвращения или замедления процесса осадкона-копления путем регулирования структуры потока [51].
При добыче обводненной нефти образуются стойкие высоковязкие эмульсии. Если вода пересыщена солями, то кристаллы начинают выпадать в объеме капель, которые в основном выносятся потоком жидкости [3, 12, 42]. Нежелательное, с точки зрения технологии добычи нефти, образование стойких эмульсий предлагается использовать для борьбы с отложением солей в нефтепромысловом оборудовании, путем искусственного эмульгирования нефти до начала кристаллизации солей [42, 74].
По-разному влияет на интенсивность солеотложения скорость подъема жидкости в скважинах. При выделении газа скорость движения жидкости существенно возрастает, по сравнению со скоростью в нижней части насос-но-компрессорных труб. Увеличивается интенсивность перемешивания жидкой фазы и турбулизация потока, что приводит к росту скорости адсорбции на поверхности оборудования и частицах осадка аполярных и гетерополяр-ных соединений нефти, которые способствуют не только закреплению пузырьков газа на поверхностях, но и прилипанию частиц друг к другу и стенкам оборудования [42, 51, 99].
Лабораторный стенд и методика проведения экспериментов по изучению влияния твердых отложений на рабочие характеристики ступеней ЭЦН
Появление сероводорода в нефти и попутном газе угленосной толщи Арланского месторождения, считавшихся ранее полностью стерильными, однозначно связано с бактериальным заражением залежей, сульфатвосста-навливающими бактериями. Образование крупных колоний СВБ, продуцирующих сероводород, связано в основном с закачкой пресной или опресненной воды, являющейся, вместе с нефтью, благоприятной средой для их развития [13,18,34,50,58,68,72,81,95,96]. Считается, что первоначально СВБ вно 42 сятся в пласт еще на стадии разведочного бурения вместе с закачиваемой водой и реагентами для бурения. При интенсификации добычи нефти заводнением в пласт (вместе с закачиваемой водой) вносится огромное количество бактерий, в том числе и СВБ. Время появления сероводорода в продукции добывающих скважин составляет 1,7...5 лет, и зависит от структурных особенностей коллекторов и темпов разработки месторождения [42,54,57,64]. Наиболее благоприятные условия для протекания процессов сульфатредук-ции создаются в призабойной зоне нагнетательных скважин. Отмечается, что на практике СВБ обнаруживаются и в продукции добывающих скважин, попадая в пласт с нагнетаемой водой и распространяясь по коллектору. Результаты обследования нефтепромысловых объектов Арланского и Саузбашев-ского месторождений, проведенных в 1993... 1997 годах, свидетельствуют о высокой зараженности нефтепромысловых вод СВБ (табл. 1.7).
Жизнедеятельность СВБ вызывает ряд проблем на нефтяном месторождении, в числе которых и образование отложений с сульфидом железа. Аморфный сульфид железа, образуемый СВБ, обладает высокой адгезионной способностью и откладывается на породе пласта, стенках колонны, в рабочих органах ГНО. Образуется активный слой, на котором происходит накопление кристаллов солей, частиц песка и глины, продуктов коррозии и АСП компонентов нефти.
Установлено, что необходимым условием формирования комплексных отложений является наличие в попутно добываемой воде ионов железа, сероводорода, сульфатов или карбонатов. Если добываемая вода имеет коэффициент насыщения сульфатами более 1, отсутствуют ионы железа и сероводород, то в скважине образуются отложения 1-го типа - гипсоуглеводородные. При наличии в попутно добываемой воде сероводорода (более 3 мг/дм ), железа (более 2 мг/дм ) и насыщенности ее сульфатами более 0,9 образуются осадки второго вида - гипсоуглеводородносульфидные, а при перенасыщенности карбонатами от 0,1 и более и сульфатов от 0,007 до 0,9 - третьего вида - карбонатноуглеводородносульфидные [27, 29].
В настоящее время в скважинах НГДУ «Арланнефть» все чаще обнаруживаются отложения, содержащие главным образом сульфид железа и песок. Такой вид осадков следует классифицировать как сульфидопесчаные отложения. В качестве примесей в таких осадках могут присутствовать АСПК нефти, сульфатные и (или) карбонатные соли, глина (18...22%) [21,25,28]. Если содержание в подобных отложениях АСПК нефти превышает 15%, то они характеризуются как сульфидопесчаноуглеводородные. Образованию сульфидопесчаных отложений способствует увеличению выноса песка из ПЗП, вызываемого в свою очередь, ростом обводненности добываемой продукции, форсированием отбора, а также применением для заводнения промысловой сточной воды, содержащей ПАВ. В процессе разработки терриген-ных коллекторов под воздействием ПАВ происходит разрушение цементирующего вещества [12,41], и большое количество частиц песка выносится из пласта в скважины. Исследования добываемой продукции скважин, где чаще происходили отказы и аварии с ГНО, Арланского месторождения показали, что большинство этих скважин имели высокую обводненность (90...98% ), а добываемая жидкость содержала от 30 до 600 г/м песка [23]. Развитие микроорганизмов в призабойной зоне пласта также способствует его разрушению и увеличению выноса песка, как за счет растворения цементирующего материала, так и за счет нарушения его структуры [18]. В результате увели 44 чивается количество выносимого пластового песка, который вместе с образовавшимся сульфидом железа образует сульфидопесчаные осадки, отлагающиеся в стволе скважины и в ГНО.
Отложения сульфидопесчаноуглеводородного состава чаще обнаруживаются на подземном оборудовании скважин Николо-Березовской площади Арланского месторождения и Саузбашевского месторождения, причем фонд скважин с такими отложениями постоянно увеличивается (табл. 1.8). Аналогичная картина наблюдается и по другим месторождениям северо-запада Башкортостана. Состав отложений по этим месторождениям в целом сходен с составом отложений, встречающихся на Арланском месторождении, что указывает на единство причин и геохимических процессов, вызывающих появление комплексных осадков. Соответственно, и методы борьбы с образованием таких осадков будут аналогичными.
Большое практическое значение при добычи нефти имеет прогнозирование и контроль за солеотложениями, так как от своевременного обнаружения осадков в скважинах, ГНО зависит результативность борьбы с отложениями солей и величина затрат на проводимые мероприятия по защите нефтепромыслового оборудования. Поэтому автором совместно с Ф.С. Гарифуллиным разработана методика прогнозирования образования осадков сложного состава и их вида в добывающих скважинах [29]. Сущность методики заключается в определении по ионному составу по-путно-добываемой с нефтью воды степени перенасыщенности сульфатами и карбонатами в присутствии ионов двух- и трехвалентного железа, сероводорода и прогнозировании на этой основе образования комплексных осадков гипсоуглеводородного, гипсосульфидоуглеводородного или карбонатосульфидоуглеводородного вида в конкретных добывающих скважинах. Предложенная методика впервые прошла апробацию в нефтегазодобывающих управлениях «Краснохолмскнефть», «Арланнефть» и принята в качестве руководящего документа ОАО АНК
Динамика снижения дебита скважин в процессе отложения неорганических солей в рабочих органах ЭЦН
Принципиальная схема стенда приведена на рис.2.1 [22]. Стенд представляет собой насос 5, собираемый из реальных ступеней ЭЦН. В зависимости от задач исследований насос может комплектоваться одной...шестью ступенями. Привод насоса осуществлялся асинхронным электродвигателем обеспечивающим номинальный режим его работы. Число оборотов электродвигателя измеряется датчиком 3. На входе и выходе насоса установлены вентили, мановакууметр 4 и манометр 6. На выкидной линии установлен расходомер 7, после которого жидкость поступает вновь в емкость 1.
На каждом режиме работы насоса, устанавливаемом положением напорного вентиля, замерялось давление на приеме и выходе, потребляемый электродвигателем ток, расход жидкости (воды) и число оборотов вала. На рис.2.2 показана фотография этого стенда.
Исследования проводились на одной рабочей ступени ЭЦН-50, 80 и 250, наиболее распространенных в НГДУ «Арланнефть». Вначале замерялись параметры откачки воды «чистыми» рабочими колесами и направляющими аппаратами. По этим параметрам строились напорные характеристики Q - Н (расход - напор) и кривые Q - 7) (расход - коэффициент Н - напор,м По максимальной точке на кривой Q - rj определяется оптимальный режим откачки жидкости QonT. и Нопт. Далее производили искусственное перекрытие проточных каналов рабочего колеса и направляющих аппаратов быстро затвердевающей композицией на эпоксидной основе. Перекрытие каналов осуществляли на 30, 50 и 75 %, причем перекрываемые каналы располагались симметрично относительно оси колеса. К примеру, если перекрывались три канала, то они располагались под углом 120 относительно друг друга. На каждой степени перекрытия снимались характеристики Q - Н и Q - г/. При этом эксперименты с «засорением» проводились в двух направлениях. По первому - перекрывались каналы только рабочего колеса, по второму - включая и каналы направляющих аппаратов, причем степень перекрытия в обоих случаях была одинаковой. Основной задачей экспериментов было нахождение зависимостей изменения Q0nT. и Нопт от степени перекрытия рабочих органов насоса.
В табл. 2.1 и 2.2 в качестве иллюстрации приведены замеренные параметры откачки воды рабочей ступенью ЭЦН-250 при степенях перекрытия его проточных каналов на 30 и 75% соответственно и 8-й вариантах (сочетаниях), указанных в параграфе 2.1. При этом цифра 1 в графе «Режим работы ступени» соответствует полностью открытому состоянию вентиля на выходе, а цифра 10 ( в табл. 2.2 цифра 11)- полностью закрытому положению, а цифра 2...9 и цифра 10 в табл. 2.2 соответствуют промежуточному положению вентиля на выходе ступени.
На рис.2.3 (2-й вариант исследований) приведены характеристики Q - Н рабочего колеса без перекрытия каналов (1) и перекрытых на 30, 50 и 75% (2,3,4). Соответственно этим случаям построены кривые Q - Г) (Г, 2 , 3 , 4 ). Из рис.2.3 видно, что перекрытие проточных каналов рабочего колеса приводит к снижению развиваемых параметров Q - Н, причем чем больше степень перекрытия, тем значительнее снижение этих параметров из-за ухудшения энергообмена между колесом и жидкостью. Одновременно снижается и КПД насоса.
Аналогичная картина (рис.2.4) имеет место и в случае одновременного перекрытия каналов рабочего колеса и направляющих аппаратов (5-й вариант исследований). При этом характер снижения рабочих параметров приведенный на рис. 2.4 подобен результатам исследований по второму варианту. Разница состоит лишь в том, что степень снижения рабочих параметров в случае одновременного перекрытия каналов колеса и направляющих аппаратов выше предыдущего случая.
На рис. 2.5, 2.6 и 2.7 показаны кривые снижения соотношений текущих QT и начальных Q0 величин подачи насоса на оптимальных режимах работы от степени перекрытия Сп проточных каналов только рабочего колеса (1), а также совместно с направляющими аппаратами (2) для рабочих ступеней ЭЦН -250, ЭЦН - 80 и ЭЦН - 50. Под оптимальным понимается режим работы с максимальным значением КПД насоса. Начальные участки снижения значений Qт / Q до величины Сп «0,7 имеют пологий характер в сравнении с последующим более резким, при котором относительная подача снижается до нуля. Характерно, что зависимости Q тот I QnT от Сп для ступеней всех типов насосов имеют схожий вид с незначительной разницей в цифровых показателях кривых. Аналогичные кривые зависимостей соотношений текущих и
Удаление образовавшихся в ЭЦН отложений солей с сульфидом железа без подъема ГНО
Профилактические обработки для предупреждения отложений солей (гипс, карбонаты) в скважинах и глубинно-насосном оборудовании широко начали проводиться в АНК «Башнефть» с 1976 года. На сегодня накоплен большой опыт их проведения, хорошо отработана технология, выявлены наиболее эффективные ингибиторы солеотложений [3,37,46,79]. Однако первые попытки использовать эту технологию для борьбы с комплексными отложениями, в составе которых присутствует сульфид железа, показали, что эффективность применяемых химических реагентов в этих условиях существенно снижается (табл.4.1.).
Из табл. 4.1 видно, что средняя продолжительность периода между об 101 работками при образовании отложений гипса составляет 210 суток. Этот период значительно сокращается при образовании сульфидных осадков, а при сульфидопесчаных - снижается до 40 суток.
Для выяснения причин низкой эффективности ингибиторов солеотло-жения, применяемых при борьбе с отложениями комплексного состава, Га-рифуллиным Ф.С. [27] были проведены лабораторные исследования известных ингибиторов солеотложений (ИСБ - 1, Инкредол, Дифонат и др.), на основе нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) по определению величин оптимальных дозировок этих реагентов для полного предупреждения отложений с сульфидом железа. Исследования проводились на модели и реальных попутно-добываемых водах. Подобные исследования были продолжены автором на моделях и попутно-добываемых водах, характеризующихся повышен-ным содержанием ионов железа (до 50 мг/дм ), из скважин Николо - Березовской площади [75]. Результаты исследований приведены в табл. ионов железа в попутно-добываемой воде, расход ингибиторов солеотложе-ний, необходимых для полного предупреждения образования комплексных осадков с сульфидом железа возрастает настолько, что проведение обработок, по общеизвестной технологии для предупреждения образования комплексных солей с применением указанных ИОС, становится экономически нецелесообразным. Причины роста расхода ингибиторов солеотложений, в условиях образования сульфида железа, по мнению ряда исследователей [27,67] кроются в том, что несмотря на малый размер образующихся частиц сульфида железа, их из объема попутно-добываемой воды выпадает большое количество, за счет чего суммарная поверхность этих микрокристаллов резко возрастает. В свою очередь, увеличение поверхности твердой фазы сульфида железа ведет к повышению расхода ингибиторов солеотложения, что делает, в ряде случаев, технологические операции по обработке скважин чрезвычайно дорогостоящими и трудоемкими. В условиях разработки Арланского месторождения повышенное содержание ионов железа также приводит к образованию твердой фазы в виде сульфида железа [23, 25, 67, 71] и, соответственно, проводимые обработки скважин против солеотложений оказываются также малоэффективными. С другой стороны, энергия перехода сульфида железа из растворов (ионной формы) в твердую фазу, исходя из свободной энергии образования фаз (расчет приведен по формуле Гиббса), значительно меньше, чем у сульфатов, карбонатов и т. д., соответственно, они образуются раньше, чем другие неорганические соли [27,67]. Это обстоятельство еще более снижает технологичность и эффективность проводимых обработок скважин, осложненных комплексными сульфидосодержащими отложениями.
Для нефтепромысловой практики представляет интерес изучение содержания сероводорода, сульфатовостанавливающих бактерий, ионов железа в скважинах и ПЗП, поскольку образование сульфида железа связано именно их наличием. Для этого на 9 скважинах НГДУ «Арланнефть» проводилось свабирование, при котором отбиралось от 30-и до 150 м пластовой жидкости из расчета 0,65 м жидкости на 1 м мощности пласта. При этом из интервала перфорации скважины периодически отбирались глубинные пробы пластовой жидкости, которые соответствовали радиусу ПЗП, равному 0, 1, 3, 5 и 10 метрам. В пробах, помимо обычного 6-компонентного анализа, определялось содержание растворенных железа (общего, двух- и трехвалентного), сульфида железа, сероводорода. Одновременно проводилось определение зараженности СВБ. Определялось также наличие сульфида железа в твердой (минеральной) форме путем фильтрования пробы и с последующим растворением осадка в соляной кислоте и последующим определением количества выделившегося сероводорода [70]. Осредненные результаты измерений представлены на рис.4.1. Из приведенных результатов исследований следует, что сульфид железа в твердой фазе присутствует в больших количествах непосредственно в стволе скважины и в призабойной зоне пласта радиусом 1 метр. Наибольшая концентрация ионов двух- и трехвалентного железа наблюдается в скважине и в ПЗП на удалении до 5-ти метров. Колонии СВБ и выделяющийся в результате их жизнедеятельности сероводород концентрируются, в основном, в самой скважине, а также в призабойной зоне пласта радиусом метра. Результаты исследований позволили определить последовательность воздействия на выявленные вредные факторы, виды и количество химреагентов для устранения вызываемых ими осложнений.
Последующими проведенными лабораторными исследованиями и промысловыми испытаниями было определено, что наиболее эффективное растворение сульфида железа достигается при обработке ПЗП скважины 5...7,5%-ным раствором соляной кислоты. Для подавления СВБ лучшие результаты были получены при применении бактерицида Сонцид-8101 в виде отдельного раствора.
Поскольку, для предотвращения образования сульфида железа требуются повышенные расходы ингибиторов солеотложений (табл.4.2), соответственно были проведены исследования по подбору химических реагентов, повышающих их адсорбцию на твердой поверхности. Как известно, наилучшие результаты по увеличению адсорбционно-десорбционных свойств ИОС
