На головну

Заходи з попередження та боротьби з ускладненнями при експлуатації свердловин

  1.  II. Запобіжні заходи.
  2.  А) громадський порядок і безпеку руху і експлуатації транспорту;
  3.  Агрегат для освоєння та ремонту свердловин А-50М
  4.  Агрегат кислотної обробки привибійної зони свердловин
  5.  Агрегат підйомний для ремонту свердловин АПРС-40.
  6.  Аналіз структури фонду свердловин і їх поточних дебітів, технологічних показників розробки
  7.  Безпека експлуатації будівель і споруд

Нафта юрських відкладень родовища Каракудук характеризується як легка, високопарафіністая з великим вмістом смол і асфальтенів, загусає при високій температурі. Проведені в 2003-2004 р.р. дослідження властивостей дегазованої нафти верхнеюрских відкладень показали вміст парафіну в середньому 21,22%, смол і асфальтенів - 7,94% з температурою застигання нафти плюс 31 ° С. Процес видобутку таких нафт супроводжується випаданням твердих органічних відкладень, що містять парафіни, асфальтени, смоли, масла і механічні домішки. Випадання асфальто-смолопарафінових відкладень (АСПО) в підйомних трубах веде до їх закупорювання, що призводить до зниження дебітів свердловин.

За даними термометрії пластова температура продуктивних горизонтів Ю-I-II та Ю-IVБ досить висока, відповідно 104 і 114 ° С. Пластовий тиск становить відповідно 18,37 і 18,43 МПа [1]. Якщо гирлова температура вища за температуру застигання нафти при досить високому газосодержания нафти (69,7 - 89,0 м3/ Т), можна припустити, що при такому технологічному режимі дрібні частинки парафіну залишаються в підвішеному стані і несуться потоком рідини, що не відкладаючись на стінках підземного обладнання. За період 2002-2004 р.р. із заходів з видалення АСПО тільки на свердловині 91 в серпні 2007 р була проведена очистка скребком до глибини 2984 м. У 2008 р під час проведення підземного ремонту свердловин 181 і 186 спостерігалися відкладення парафіну на внутрішній поверхні НКТ.

Зниження температури нафти до точки насичення нафти парафіном призводить до зміни агрегатного стану компонентів нафти і утворення центрів кристалізації парафінів. Для боротьби з парафіноотложеній існують різні методи, спрямовані як на запобігання утворенню їх, так і на видалення вже утворилися відкладень.

В даний час заходи щодо попередження утворення парафінових відкладень в нафтопромислового обладнання не проводяться. Для попередження утворення органічних відкладень в підземному обладнанні в світовій практиці видобутку парафінистих нафт широко застосовується використання інгібіторів парафіноотложеній, які, володіючи поверхнево-активними властивостями, впливають на початок кристалізації, стабілізують кристалічну фазу і попереджають осадження АСПО на поверхні обладнання.

Інгібіторна захист передбачає постійну подачу реагенту дозувальними насосами в затрубний простір. Необхідна дозування підбирається розрахунковим шляхом за результатами лабораторних випробувань і вибору найбільш ефективного і економічно вигідного реагенту.

З метою видалення утворилися парафінових відкладень рекомендується застосовувати механічний метод - парафіноочісткі. У міру необхідності потрібно проводити роботи з видалення утворилися відкладень у верхній частині стовбура свердловини за допомогою скребка типу «система ножів» на геофізичному кабелі без зупинки працює свердловини.

Починаючи з 2016 р обводненность продукції свердловин, згідно з основними показниками розробки з відбору нафти і рідини, перевищить 60%. Інтенсивне обводнення пов'язано зі зростанням обсягу закачування. Передчасне обводнення пластів і свердловин призводить до зниження видобутку нафти і кінцевої нафтовіддачі, внаслідок чого виникають великі економічні втрати. У попередженні прояву даного виду ускладненні вирішальне значення має виділення і правильний вибір експлуатаційних об'єктів. Для вироблення рекомендацій по ізоляції обвідного пропластков необхідно провести спеціальні дослідження по визначенню профілю припливу і характеру припливу обводнять свердловин. Крім того, необхідно проводити ретельні спостереження за реалізованої системою майданного заводнення і намагатися контролювати зростання обводнення продукції свердловин.

Рекомендовані заходи запобігання збільшенню обводнення свердловин будуть сприяти тому, що зростання обводнення відбуватиметься набагато повільніше.

Якісна оцінка агресивності продукції і рівня інтенсивності корозії устаткування і внутріпромислових трубопровідних комунікацій різного призначення проводиться для умов застосування обладнання, труб, арматури і основних матеріалів.

Класифікація нефтегазопромислових середовищ за ступенем агресивного впливу на метал проводиться за десятибальною шкалою корозійної стійкості металів, і для середовищ, які не викликають корозійне розтріскування, визначається корозійних проникненням, що розраховується за даними втрати маси. Середовища, що викликають корозійне розтріскування, оцінюються за значеннями парціальних тисків корозійно-активних компонентів з урахуванням підвищувальних агресивність факторів.

За результатами досліджень рівень корозії зразків - свідків у пробах нафти родовища характеризує скважинную нафту, нафтову емульсію як корозійні, свердловинний газ і газ сепарації - як слабокоррозіонние середовища. [1]

Корозійна активність вуглеводневої рідини (нафтової емульсії) обумовлена ??водною фазою, якій спочатку властива висока корозійна активність через якісного і кількісного складу пластово-стічної води. [6] Активність пластових і дренажних (стічних) вод за результатами досліджень характеризується як підвищено-корозійна і оцінюється 6 балами за десятибальною шкалою корозійних умов. Пластова-стічна і альбсеноманская (водозабір) води характеризуються однаковим рівнем активності. За шкалою корозійних умов робочий агент системи ППД - технологічні води - характеризується як дуже корозійне середовище і оцінюється 7 балами.

Корозійні процеси, не пов'язані з втратою маси, залежать від парціальних тисків кислого газу (двоокису вуглецю), що міститься в нафтовому газі. У складі газу одноразового і диференціального розгазування пластової нафти вміст вуглекислого газу становить 1,44-1,83% мольних (свердловина 177), що відповідає розрахунковим парціальним тискам 0,15-0,19 МПа, або для суміщених Ю-I-II - 0,051-0,135 МПа. Дані значення парціальних тисків перевищують на порядок порогове (безпечне) значення корозійно-активного компонента, що характеризує корозію як можливу. Для свердловин Ю-I-II, Ю-VIII-IX і Ю-VI парціальні тиску кислого газу при поточних забійних тисках складають 0,108-0,3568 МПа, при цьому потенціал углекислотной корозії за класифікацією АНІ оцінюється як досить імовірний.

Експлуатація Ю-I горизонту, що є основним об'єктом експлуатації, характеризується режимом роботи Рзаб більше, ніж Рнас. При поточних забійних тисках розгазування флюїду відбувається багато вище фільтрової частини свердловини, що мінімізує корозійний ризик для насосної установки, а при наявності того, що роз'єднує пакера - і в цілому для свердловини. Запас пластової енергії для Ю-I і Ю-II, Ю-IV горизонтів, недонасищенних газом, а також для горизонту Ю-III, властивості якого рекомендується прийняти за аналогією з встановленими вище горизонтами, становить понад 10 МПа. Резонно припустити, що тривалий час рівень корозійного ризику для перерахованих об'єктів не буде підвищуватися.

Режимні параметри свердловин, які розробляють спільно горизонти Ю-I-II; Ю-VIII-IX, а також горизонти Ю-VI, Ю-VIII і Ю-IX, планувалося здійснювати в умовах Рзаб менше, ніж Рнас. Як показано вище, в цих умовах парціальні тиску корозійно-активного компонента газу перевищують граничне значення для ініціації вуглекислотного розтріскування. Необхідною умовою для реалізації даного виду корозійного ураження металу є конденсація вологи з газу на поверхні обладнання.

Поточні умови експлуатації характеризуються появою вільної води в складі флюїду і збільшенням обводнення продукції свердловин. Склад і мінералізація попутної води представляють фактор корозійного ризику. Крім того, зі збільшенням обсягу видобутої води змінюється характер закінчення газорідинної суміші при її підйомі з пласта. Перехід дисперсионного потоку в мультіфазную порушує антикорозійний режим експлуатації свердловини.

Для системи збору та внутрішньопромислового транспортування нафтової емульсії характер впливу водної фази продукції визначається не тільки її мінералізацією, а й умовами для інверсії фаз. Заходи, що застосовуються для зменшення в'язкості і вмісту солі нафти, що транспортується - обігрів і внутрішньотрубна деемульсація - створюють умови для виділення в стічних колекторах водної фази.

Існує фактор корозійної небезпеки також для системи ППД - напірної мережі водоводів внаслідок високу корозійну активність транспортується робочого агента.

Розглянуті фактори корозійного ризику при реалізації параметрів експлуатації об'єктів обумовлюють прояви корозійної активності пластового флюїду і робочих агентів у вигляді електрохімічної корозії загальної та локальної та корозійного вуглекислотного розтріскування.

Технологічні методи захисту є комплекс заходів, що включає застосування герметичних систем збору, підготовки, транспортування нафти і нафтового газу; експлуатацію трубопроводів систем збору і транспортування нафтової емульсії зі швидкостями вище критичних, при яких не відбувається виділення водної фази в вигляді скупчень або рухомого шару та ін.

Антикорозійний режим для видобувних свердловин повинен підтримуватися протягом можливо тривалого часу, зокрема, забезпеченням дисперсного режиму витікання рідини або запобіганням сепарації флюїду в стовбурі свердловини.

У проектованих свердловинах для виключення впливу вуглекислого газу при розгазування нафти рекомендується встановлювати пакер в міжтрубномупросторі з заливкою інертною надпакерной рідини. Для захисту обладнання свердловин при глибинно-насосному способі експлуатації застосовуються диспергатори, які встановлюються на прийомі насосів, що поряд із захистом насосів запобігає вплив агресивного газу на підйомні труби.

Для захисту труб НКТ і низу обсадної колони (під пакером) необхідна протекторна захист. Останнє технологічне захід рекомендується при показаннях корозійного моніторингу в умовах конденсації води на вибої свердловини.

Вибір матеріалу для колонних труб повинен проводитися з урахуванням агресивності робочих середовищ, які додаються механічних навантажень і експлуатаційних параметрів видобутку. Компонування існуючих видобувних свердловин виконана зі сталі групи міцності Д. Це - вуглецеві сталі, що володіють задовільною стійкістю до корозійного розтріскування, але вразливі до загальної корозії. При застосуванні стали Д необхідний жорсткий моніторинг корозійного стану обладнання свердловин.

Сутність технологічних методів захисту нафтогазопроводів полягає в підтримці антикорозійного режиму, що забезпечує дисперсний характер перебігу газорідинної суміші, при якому відсутні умови для утворення водних скупчень і твердих відкладень протягом тривалого часу експлуатації. Вибір конкретного варіанту, що реалізує антикорозійний режим експлуатації, визначається технологічними особливостями видобутку нафти на родовищі з урахуванням схем збору продукції свердловин і параметрів: величинами витрати рідини, обводнення нафти і допустимих тисків на початку і в кінці нафтогазопроводу. Звернення емульсій в трубопроводі вимагає застосування спеціальних заходів захисту від корозії.

Критерієм застосування електрохімічного захисту (ЕХЗ) на свердловинах є рівень зовнішньої корозії. У загальному випадку, загроза або превалювання зовнішньої корозії над внутрішньою будуть визначальними. Результати електрометричних вимірів, що визначають корозійний стан свердловини, її положення в системі загального стаціонарного електричного поля навколишніх свердловин, електрифікованих виробничих об'єктів, дозволяють оцінити ступінь збуджуючих факторів і обгрунтувати доцільність застосування або відмови від електрохімічної катодного захисту свердловин.

На сьогодні відсутні дані, якими можна було б обгрунтувати застосування або відмову від ЕХЗ свердловин. В інституті розроблена програма з обстеження, оцінки, обгрунтування доцільності застосування електрохімічного захисту обладнання свердловин.

Застосування ингибиторной захисту - спеціального методу захисту - обов'язково для систем нефтесбора при транспорті продукції, що відноситься до середньо- і сільноагрессівних середах. Застосування інгібірування корозії по ряду причин особливо ефективно: інгібітори можуть бути подані в агресивне середовище в будь-якому бажаному місці функціонуючої системи без істотної зміни технологічного процесу видобутку. Їх можна застосовувати на більш пізній стадії розробки родовища (коли зростає обводненість видобутої нафти), що є економічно вигідним. Застосування інгібіторів корозії в системі напірної мережі дозволяє одночасно здійснити як захист нагнетательной мережі, так і обладнання видобувних свердловин і системи збору продукції свердловин.

При хімічному ингибировании обов'язковий ретельний підбір інгібіторів з урахуванням їх сумісності з технологічними процесами підготовки та переробки продукції, при здійсненні яких застосовуються хімічні реагенти різного класу. Необхідне проведення попередніх випробувань інгібіторів в промислових умовах з метою визначення ефективності захисту та відповідності експлуатаційним і технологічним вимогам.

Вимоги до інгібіторів визначаються якісним складом і фізико-хімічними властивостями середовища, технологією видобутку і промислової підготовки нафти, газу і води, вимогами до якості продукції, що випускається.

При робочих концентраціях інгібітори не повинні викликати вспенивание технологічних рідин; погіршувати антігідратного властивості метанолу; знижувати ефективність хімреагентів, використовуваних для боротьби з парафіноотложеній; сповільнювати відділення вуглеводневої рідини від водометанольний суміші; погіршувати якість газу і нафти; фізико-хімічні властивості прокладок і ущільнювачів.

В даний час на родовищі здійснюється боротьба з корозією шляхом застосування інгібіторів. При впливі на пласт і обробках привибійної зони із застосуванням хімічних реагентів, їх несумісність може призвести до посилення корозійних процесів, тому при виборі хімреагентів - інгібіторів різного роду ускладнень - їх сумісність один з одним визначається згідно РД 39-30-574-81. Асортимент пропонованих інгібіторів забезпечує великий вибір реагентів для різних умов експлуатації.

Підготовка води на БКНС обмежує вміст механічних домішок, заліза, кисню; обробка технологічних вод бактерицидами - інгібіторами корозії (при показаннях мікробіологічного і корозійного контролю) дозволяє підвищити рівень надійності експлуатації системи ППД.

До конструкцією та обладнанням водозабірних свердловин пред'являються спеціальні вимоги. При експлуатації водозабірних свердловин виникають ускладнення, пов'язані з винесенням піску і утворенням піщаних пробок. Висока агресивність видобутої води і виноситься пісок можуть ініціювати процеси корозійної ерозії обсадних і НКТ колон, насосного обладнання, тому при використанні вуглецевої сталі для компонування водозабірних свердловин необхідно передбачити способи видалення піску з води, наприклад за допомогою фільтрових колон.

Оцінка корозійного стану обладнання та трубопровідних комунікацій проводиться за результатами технічного діагностування, а також спеціальних методів контролю за корозією. Контроль корозії грунтується на характері корозійних проявів, виходячи з яких вибираються методи і засоби контролю для якісної і кількісної їх оцінки.

Корозійний контроль в технологічному обладнанні та трубопроводах виконується в місцях, найбільш схильних до корозійного впливу. Це зона верхньої і нижньої твірної, де можлива концентрація вологи, скупчення мінералізованою водної фази і шламу; зона розділу фаз «газ-рідина», де корозійний процес розвивається досить інтенсивно і має специфічний прояв, місця різких поворотів труб, де можливий ерозійно-корозійний знос.

Основними методами контролю стану внутріпромислових трубопроводів є технічний огляд, візуально-вимірювальний контроль (ВІК) з застосуванням оптичних і лінійно-вимірювальних приладів, ультразвукова товщинометрія (УЗТ) і радіографічний метод.

Контроль швидкості корозії передбачає застосування гравіметричного методу, приладів для вимірювання швидкості корозії (корозійно-індикаторні установки, КОРОЗИМЕТР), товщиномірів і водневих зондів (при процесах сульфат-редукції). Контроль швидкості корозії проводиться в пунктах спостереження, оснащених датчиками і вторинними приладами контролю. [1]



 Характеристика показників способів експлуатації свердловин |  Вимоги та рекомендації до системи збору і промислової підготовки продукції свердловин

 Система розробки родовища |  Аналіз поточного стану розробки |  Аналіз структури фонду свердловин і їх поточних дебітів, технологічних показників розробки |  Характеристика енергетичного стану поклади, режими розробки |  Гідродинамічний дослідження свердловин і пластів |  Система ППД і застосовувані методи підвищення нафтовіддачі пластів |  Техніка і технологія видобутку нафти і газу |  Сучасний огляд і аналіз по темі дипломного проекту |  Застосування нової техніки і технології |  Технологія обробки вуглеводневими розчинниками з заливкою кільцевого простору видобувних свердловин |

© um.co.ua - учбові матеріали та реферати