Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности эксплуатации скважин в осложненных геолого-промысловых условиях

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности эксплуатации скважин в осложненных геолого-промысловых условиях"

На правах рукописи

МУСИН РУСТАМ РАСИМОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ (НА ПРИМЕРЕ ОАО «ВАРЬЕГАННЕФТЕГАЗ»)

25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2014

2 3 ОКТ 2014

005553773

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика»)

Научный руководитель

- доктор технических наук, профессор Низамов Камиль Разетдинович

Официальные оппоненты:

- Валеев Марат Давлетович -

доктор технических наук, профессор, ООО НПП «ВМ Система», технический директор

- Рагулин Виктор Владимирович -

кандидат технических наук, доцент, ООО «РН-УфаНИПИнефть», отдел борьбы с осложнениями, начальник

Ведущая организация

ООО НПО «Нефтегазтехнология» (г.Уфа)

Защита состоится «28» ноября 2014 года в 14 00 часов в конференц-зале на заседании диссертационного совета Д 520.020.01 при Открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу: 450005, Республика Башкортостан, г.Уфа, ул. 8 Марта, д.12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте ОАО НПФ «Геофизика» www.npf-geofizika.ru.

Автореферат разослан «15» октября 2014 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

Хисаева Дилара Ахатовна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Разработка нефтяных месторождений связана с различными осложнениями технологических процессов бурения, эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, трубопроводных коммуникаций и оборудования систем сбора, подготовки нефти, газа и поддержания пластового давления (ППД) путем закачки пресных поверхностных, пластовых и сточных вод. Предотвращение осложнений связано с большими затратами, а в ряде случаев требуется внесение существенных изменений в проектные решения.

Особо сложные условия освоения месторождений в Западной Сибири связаны с орогидрографическими и климатическими факторами (заболоченностью, высоким уровнем вод и затопляемостью территорий, наличием многолетнемерзлых пород в разрезе и суровым климатом), слабым экономическим развитием региона (отсутствием транспортных путей постоянного пользования, удаленностью от промышленных центров), а также сложным геологическим строением нефтеносных пластов и насыщающих их флюидов (многопластовость, широкие водоплавающие зоны, обширные газовые шапки, аномальные свойства коллектора и пластовых флюидов). В этих условиях экономически целесообразно кустовое наклонно-направленное бурение скважин, однако кривизна скважин существенно влияет на эффективность и осложняет эксплуатацию погружных насосов, в первую очередь, центробежных.

Основным способом добычи нефти (свыше 95%) на месторождениях ОАО «Варьеганнефтегаз» (ОАО «ВНГ») является механизированный - установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), преимущественно (свыше 82%) отечественного изготовления. Поэтому осложнения при добыче нефти на месторождениях ОАО «ВНГ», как и на других месторождениях Западной Сибири, обусловливают снижение межремонтного периода (МРП) скважин, отказы насосных установок. Последние выявляются при анализе причин бездействия скважин, ремонтных работах на скважинах, базах проката УЭЦН и насосно-компрессорных труб (НКТ).

Анализ причин отказов УЭЦН на предприятиях ОАО «ВНГ» показывает, что за последние три года наибольшее количество их связано с выносом механических примесей - 20...40%, отложениями солей - 6...18%, коррозией - 6...25%. Поэтому совершенствование технологий предотвращения осложнений на основе исследований причин их проявления на конкретных месторождениях ОАО «ВНГ» является актуальной темой.

Цель диссертационной работы - повышение эффективности эксплуатации нефтяных добывающих скважин установками электроцентробежных насосов в условиях коррозионно-эрозионного износа, выноса механических примесей и со-леотложений.

Объект исследования - нефтяные добывающие скважины месторождений ОАО «ВНГ», осложненные выносом песка, коррозией и солеотложениями.

Предмет исследования - технологии предотвращения осложнений при эксплуатации нефтяных добывающих скважин с применением химических реагентов.

Основные задачи исследования

1. Анализ влияния геолого-физических характеристик продуктивных пластов и насыщающих их флюидов на осложнения при эксплуатации нефтяных добывающих скважин.

2. Выявление причин выноса механических примесей, солеотложений и коррозии подземного скважинного оборудования при добыче нефти.

3. Обоснование возможности предотвращения осложнений, связанных с солеотложениями в условиях коррозионно-эрозионного износа, химическими реагентами.

4. Разработка технологий предотвращений осложнений в нефтяных добывающих скважинах с применением химических реагентов.

5. Исследование особенностей Дозировки малых доз химических реагентов и разработка устройства для их дозирования.

Методы исследования. Анализ и обобщение геолого-промысловой информации, лабораторные эксперименты с применением современных методик, теоретическое осмысление полученных результатов и их промысловые испытания.

Научная новизна

1. Установлены различия геолого-физических характеристик продуктивных пластов (группы ПК и АВ), приводящие к выносу мехпримесей из слабосцемен-тированных рыхлых пород и насыщающих пласты флюидов (содержание двуокиси углерода (С02), ионов кальция (Са2+) и бикарбоната (НСО"3)), ведущие к несовместимости вод, используемых в системе ППД.

2. Предложен механизм коррозии стали в средах, содержащих С02, незначительное количество сероводорода (Н28) и (или) сульфат восстанавливающих бактерий (СВБ), осадкообразующие ионы Са2+ и НСО 3, заключающийся в дифференциации поверхности металла на щелочные зоны интенсивного солеотложения и зоны с кислой средой беспрепятственного разрушения.

3. Доказана возможность предотвращения взаимосвязанных осложнений с применением ингибиторов коррозии и солеотложений в условиях проявления предложенного механизма коррозии.

4. Обоснована необходимость регулирования дозировок химреагентов менее 1,0 л/сут с использованием специально разработанного устройства (патент РФ № 131411) в зависимости от рекомендованной дозировки химреагента на суточный объем добываемой жидкости.

Основные защищаемые научные положения

1. Результаты комплексных исследований особенностей геолого-физических характеристик продуктивных пластов, насыщающих их флюидов и отказов скважинного подземного оборудования.

2. Механизм коррозии стали в средах, содержащих С02, Н28 и (или) СВБ, осадкообразующие ионы Са2+ и НСО'3 в условиях дифференциации поверхности металла на щелочные зоны и зоны с кислой средой.

3. Технологии применения совместимых химреагентов и способ регулирования их дозировок для предотвращения солеотложения в условиях коррозионно-эрозионного износа оборудования.

Теоретическая значимость работы заключается в предложенном механизме коррозии стали в водных и водонефтяных средах месторождений, содержащих С02, следы Н28 и (или) СВБ, осадкообразующие ионы Са2+ и НСО'3.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечена с использованием современных методик сбора и обработки геолого-промысловой информации, установлением факта осложнений при эксплуатации нефтяных добывающих скважин, исходя из глубокого анализа представительной и корректной базы данных.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Апробированы и внедрены на предприятиях ОАО «Варьеганнефтегаз» технологии применения ингибиторов коррозии и солеотложений для предотвращения взаимосвязанных осложнений.

2. Разработан и внедрен «Регламент организации работ по предотвращению солеотложений и коррозии оборудования и трубопроводов с применением совместимых химреагентов».

3. Внедрено устройство (патент РФ № 131411) для подачи малых доз реагентов в зависимости от рекомендованной дозировки химреагента на суточный объем добываемой жидкости.

4. Ожидаемый экономический эффект от применения научно-технических разработок составляет 46 млн. руб. за счет увеличения МРП скважин в 1,7...2,4 раза, предотвращения 131 отказа УЭЦН и недобора 5400 т нефти.

Личный вклад автора состоит в постановке задач, их решении, анализе и обработке геолого-промысловой информации, планировании и организации промысловых испытаний и обобщении их результатов.

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсужда-

лись на: производственно-технической конференции "Практика повышения эксплуатационной надежности и эффективности промысловых трубопроводов" (г. Казань, 2013г.), XIX и XX научно-практических конференциях ОАО НПФ "Геофизика" в рамках XXI и XXII Международных специализированных выставок (г. Уфа, 2013, 2014гг.), научно-практической конференции "Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа" (г.Уфа, 2013г.), техническом совещании «Эксплуатация механизированных скважин в осложненных условиях» ОАО НК «Роснефть» (г. Нижневартовск, 2013 г.).

Публикации

Основные результаты диссертации опубликованы в 13 научных трудах, в том числе 7 в ведущем рецензируемом научном журнале, рекомендованном ВАК Министерства образования и науки РФ, получен патент на полезную модель.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, основных выводов, списка использованных источников, включающего 113 наименований, работа изложена на 130 страницах машинописного текста, содержит 11 рисунков, 19 таблиц и 5 приложений.

Автор выражает благодарность научному руководителю д.т.н., проф. К.Р. Низамову за большую помощь в формировании диссертации, сотрудникам ОАО «ВНГ» и ООО «ВарьеганСервис» за помощь в организации и проведении промысловых испытаний и внедрении рекомендаций. Автор приносит искреннюю признательность сотрудникам института "НижневартовскНИПИнефть" Завьялову В.В., Канзафарову Ф.Я. за консультации и помощь в научно-исследовательских работах.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулирована ее цель и основные задачи исследований, обозначены основные защищаемые положения, показана научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе, на основе анализа геолого-физических характеристик продуктивных пластов месторождений ОАО «ВНГ», установлено, что залежи нефти приурочены к мощной толще терригенных отложений, охватывающих возрастной диапазон от юры до сеномана включительно. Широкий спектр фазового состава углеводородов в залежах включает от газа и газоконденсата до тяжелых битуминозных нефтей. На Северо-Варьеганском месторождении пласты групп ПК (по-курской свиты) и АВ (вартовской свиты), а на Хохряковском - пласты групп БВ (мегионской свиты), АВ и ПК водоносны.

Коллекторами нефти и газа на этих месторождениях являются мелкозернистые песчаники и средне- и крупнозернистые алевролиты, среднезернистые песчаники встречаются редко, а крупнозернистые - практически отсутствуют. Цемент глинистый, преимущественно от хлорито - гидрослюдистого в пластах ПК до каолинитового в пластах юры. При этом количество обломочной части уменьшается вниз по разрезу, а цементирующей - возрастает. Так, в пластах группы ПК содержание цементирующей части составляет 2...8% и достигает 20...25% в пластах юры. Для всех горизонтов характерна послойная неоднородность по литологии и механическим свойствам. Таким образом, слабосцементированность, рыхлость и низкая механическая прочность пород коллектора, характерная для пластов ПК и группы АВ, способствует их разрушению и выносу мехпримесей.

В газовой фазе пластовых нефтей содержится 0,1...2,0% С02, Н23 - отсутствует.

Согласно анализу каталога пластовых вод их минерализация возрастает с глубиной залегания от 18 до З5г/дм3, они отличаются по содержанию ионов Са2+, НСО'з и растворенному СОг (таблица 1). Содержание растворенного Н25 колеблется от отсутствия до 15мг/дм3, при этом высокие значения отмечены по пластам

ПКм, АВ2Ь БВ3 и БВ6. Содержание СВБ достигает до 105 клеток в мл воды (пласты ПК14, АВ2!, АВ°7, БВ3 и БВ6), в пласте ЮВ2| невелико - 10кл/мл.

Таблица 1 - Химический состав пластовых вод месторождений ОАО «ВНГ»

(усредненный по каталогу вод из отдельных нефтяных добывающих скважин)

Пласты групп рн Минера лизация, г/дм3 Содержание компонентов, мг/дм3 Тип воды по Сулину

Са2+ м82+ НСО'з Ва2+ 5024 со2

пк 7,7 18...22 340 50 1600 0...8 0...12 250 ГН, ХК

АВ 7,6 23...27 550 40 1100 0...14 0...28 160 ХК

БВ 7,3 24...32 1400 85 250 3...35 17...39 110 ХК

ЮВ 7,6 30...33 1200 75 550 15...43 7...45 100...250 ХК

Тип воды: ХК - хлоридно-кальциевый; ГН - гидрокарбонатно-натриевый.

На рисунке 1 показана динамика наработки на отказ (ННО) УЭЦН на месторождениях ТНК-ВР в Западной Сибири и ОАО «ВНГ», а на рисунке 2 - распределение удельного количества отказов на 100 скважин в год по видам осложнений. Из них видно, что несмотря на рост ННО в ОАО «ВНГ» с 2006г. к 2013г. в 2,6 раза, количество отказов из-за осложнений остается высоким (51...68%), хотя благодаря принимаемым мерам борьбы их количество постоянно уменьшается.

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Годы

—•—ТНК-BP -в-ОАО "Варьеганнефтегаз"

Рисунок 1 - Динамика наработки на отказ УЭЦН по ТНК-BP и ОАО «ВНГ»

Наибольшее количество отказов УЭЦН и снижение МРП связано с воздействием механических примесей (20...40%), коррозионно-эрозионным воздействием углекислотной среды (6...25%) и процессом солеотложений (6... 18%).

Исследованиями данных проблем занимались И.З. Ахметшина, М.Д. Вале-ев, Ю.П. Гаттенбергер, A.A. Гоник, В.В. Завьялов, Ф.Я. Канзафаров, В.Е. Кащав-цев, С.Ф. Люшин, Н.С. Маринин, А.Н. Маркин, И.Т. Мищенко, З.Г. Мурзагиль-дин, K.P. Низамов, В.Н. Николаевский, Г.Н. Позднышев, H.H. Персиянцев, В.В. Рагулин, K.P. Уразаков, А.Г. Хуршудов, С.Б. Якимов и др.

Во второй главе, на основе анализа литологических и физико-механических характеристик пород коллекторов различных пластов месторождений ОАО «ВНГ», принятой системы разработки с проводимыми геолого-техническими мероприятиями, параметров эксплуатации УЭЦН, выявлен основной источник мехпримесей - слабоконсолидированные глинистым, необратимо набухающим в воде, цементом (хлоритом и гидрослюдой) мелкозернистые песчаники, особенно при высоких депрессиях на пласт. Дополнительными источниками мехпримесей являются проппант ГРП, кристаллы солей, продукты коррозии,

жидкости глушения на основе СаС12, загрязнения оборудования и технологических жидкостей, реагентов и растворителей. Содержание мехпримесей растет при запуске УЭЦН и превышении допустимой депрессии на пласт.

2009 2010 2011 2012 2015 20« 2010 2011 2012 2013 2009 2010 2011 2012 2013

Ван-Смнскм и/р Семро-Варьаонское м/р Хохрякоеское м/р

■ Ме> примеси и прсп^энт ■ корро'ияи згсессиеная :седз

■ СОЛ*, твеедые отложения • ^арв^инсгидргные отложения ■ Повышенное гмосодер*янне

Рисунок 2 - Распределение удельного количества отказов на 100 скважин в год действующего фонда УЭЦН из-за различных видов осложнений при добыче нефти по месторождениям ОАО «ВНГ» в 2009. ..2013гг.

Сравнением минералогического и гранулометрического составов пород коллектора по кернам с такими же показателями проб мехпримесей, отобранных на устьях нефтяных добывающих скважин Ван-Еганского месторождения, показано преобладающее разрушение песчаников пластов группы ПК, тогда как песчаники пластов группы ЮВ, по-видимому, более прочно сцементированы каоли-нитовым материалом, так как содержание кварца в пробах с устья скважин намного меньше, чем в кернах.

Основной причиной карбонатных солеотложений при добыче нефти на месторождениях ОАО «ВНГ», как и на других месторождениях Западной Сибири, является нарушение карбонатно-бикарбонатного равновесия в водной фазе при смешении несовместимых вод по ионам кальция и бикарбоната (пластовые воды групп ПК и АВ отличаются от вод пластов групп БВ и ЮВ), содержанию С02 (пласты ПК и ЮВ отличаются от пластов АВ и БВ) (таблица 1) и пресными речными водами, содержащими 10...35мг/дм3 Са2+ + и 50... 120 мг/дм3 НСО"3 и используемыми в системе ППД.

Смешение вод происходит при одновременно-раздельной эксплуатации пластов (ОРЭ), заколонных перетоках из-за нарушения целостности крепи скважин и межпластовых перетоках из-за малых толщин глинистых покрышек, например, в пластах юры.

Дальнейший сдвиг карбонатного равновесия наблюдается при интенсификации добычи нефти при высоких депрессиях в нефтяных добывающих скважинах и при высоких давлениях закачки воды, приводящих к разгазированию и дегазации нефти, охлаждению пласта, необходимости применения хлористого кальция для глушения скважин при ремонтах.

Структура отложений СаС02 меняется от микрозернистого при высоких температурах на рабочих органах УЭЦН, теплообменниках и печах, слоистых игольчатых на НКТ, до рыхлых аморфных осадков в наземных трубопроводах, отстойниках и резервуарах.

Для водных и водонефтяных сред агрессивность воздействия зависит от наличия и концентрации коррозионно-опасных компонентов, скорости движения, температуры, минерализации и рН водной фазы, содержания стимулирующих коррозию микроорганизмов, взвешенных частиц, агрегативной устойчивости и структуры потока водонефтяной эмульсии и условий ее расслоения и выпадения воды и осадков.

Обобщая данные исследований отечественных и зарубежных специалистов, с привлечением закономерностей кинетики химических реакций в рассматривав-

мых условиях эксплуатации подземного оборудования и трубопроводов ОАО «ВНГ», нами предложен следующий механизм коррозии стали.

В этих средах, содержащих С02, следы Н2Б и (или СВБ), осадкообразующие ионы Са2+ и НСО'з, как и во всех электролитах, электрохимическая коррозия стали начинается с образования анодных и катодных участков, при этом анодными участками (зонами растворения металла) служат неоднородности и дефекты кристаллического строения, структуры сплава, примеси, поверхностные пленки, следы механической и термической обработки, продукты коррозии, образовавшиеся при хранении и транспортировке, участки с остаточными напряжениями, царапины и задиры, а также неоднородности жидкой фазы и физических условий на поверхности металла. Такое разделение поверхности металла сопровождается под-щелачиванием электролита на катодных зонах из-за накопления ионов ОН и под-кислением на анодах, вызванным гидролизом соединений железа.

Дальнейшая локализация коррозионных процессов нами связывается с осадкообразованием на катодных участках, где рН достигает до 10... 12, тогда как на анодных участках происходит подкисление электролита до рН=3...4, где образование осадков ЕеСОз, СаСОэ, Рех8у невозможно (рисунок 3).

Несмотря на низкое содержание сероводорода в пластовых водах месторождений ОАО «ВНГ», исключить возможность сероводородной коррозии нельзя, так как даже незначительные концентрации Н28 могут ускорить процесс коррозии, во-первых, за счет образования мощных коррозионных пар Ре - Ре^у, где эффективными катодами являются сульфиды железа, во-вторых, за счет регенерации Н25 при разложении адсорбционных комплексов сероводорода с железом в приэлектродном анодном пространстве.

катод рН-10...12 ИеСОз (Ееж8у)

в объеме электролиха рН=6,5...7,5 Бе2' +Н2С03=2Г^РеС031+Н< Ре2"+Н25 =Рех5у|+Н+ Реч8у+Н2С03^=-гРеС03*+Н28

Рисунок 3 - Схема формирования локальных участков на поверхности стали в средах, содержащих С02 и (или) Н28

В средах, содержащих С02, нами рассмотрена регенерация сероводорода в результате растворения сульфидов угольной кислотой. Согласно химической кинетике реакция Ре8+Н2С03-*РеС03+Н28 протекает вправо, так как суммарная константа диссоциации сероводорода К=К|К2=6Т0~8 10"|4=610"22, а произведение растворимости Ре8 равна ПРРе8 =5-10"18 (при 20°С), т.е. связывание ионов 82" в молекулы сероводорода происходит полнее, чем в РеБ.

Таким образом, на катодных участках при рН=10...12 идет интенсивный процесс совместного отложения достаточно пористых, электропроводящих слоев карбонатов кальция и железа, т.е. процесс солеотложений интенсифицируется. Наблюдаемые на практике отсутствие в продуктах коррозии сульфидов железа (или незначительное количество) объясняется тем, что они растворяются в угольной кислоте, а отсутствие осадков в зоне разрушения - невозможностью осадкообразования при рН=3.. .4 на анодных участках.

В двухфазных средах нефть - вода, из-за явлений избирательного смачивания, с появлением пленок воды на металле изменяется его смачивание в гидро-

фильную сторону, происходит дальнейшая дифференциация поверхности и усиление локальной коррозии в зонах скопления воды и осадков, аналогичные зоне раздела фаз при расслоенном течении обводненной нефти в трубопроводах (рисунок 4), сопровождаемая интенсификацией процесса солеотложений карбонатов на катодных участках.

Рисунок 4 - Схема образования коррозионных пар на внутренней поверхности трубопровода при расслоенной структурной форме движения водо-

нефтяного потока:

а) под слоем осадков Рех8у, БеС03, СаС03, песка и др;

б) на разделе фаз в тонких слоях воды в нефти.

В третьей главе анализируются технологии применения химических реагентов для борьбы с осложнениями, так как они совместимы с существующей технологией добычи и подготовки нефти и воды, не требуют больших капвложений и могут использоваться на той стадии разработки, когда возникают осложнения.

В условиях ОАО «ВНГ», для предотвращения выноса мехпримесей при разработке залежей нефти в коллекторах с мелкозернистым песчаником с нестойким в воде глинистым (хлоритовым и гидрослюдистым) цементом, имеет техно-

логические и экономические преимущества технология закрепления пород реагентом Secure SC2020 с сохранением ФЕС пластов.

При выборе фильтров для предотвращения и ограничения поступления мехпримесей в УЭЦН необходимо ориентироваться в основном на их гранулометрический состав по месту установки. При превалировании в мехпримесях частиц диаметром менее 0,2 мм даже в пластах групп ПК имеют преимущество центробежные и гидроциклонные фильтры.

Проведенный нами анализ эффективности технологий применения ингибиторов солеотложений (ИСО) в ОАО «ВНГ» свидетельствуют об эффективности каждой из них: количество отказов в обработанных скважинах снизилось за последние три года в 2 раза при росте фонда обработанных скважин на 35% (рисунок 5). Преимущественно используются технология постоянной дозировки через стационарные установки дозирования реагента (СУДР) и технология с капсу-лированными ИСО: в 2013г. соответственно в 337 (53%) и 221 (35%) скважинах от всего защищенного фонда.

Нами также выявлено, что при постоянной дозировке в затрубное пространство скважин 15-20г/м3 воды ИСО СолМастер 710, Акватек-512, Gyptron-R4601, Оксикор-15Н за последние три года удельное количество отказов на 100 скважин в год уменьшилось с 4,6 до 2,4. Эта технология наиболее эффективна, так как ИСО используется при концентрациях, когда защитное действие достигает максимума.

Однако при применении капсулированных ИСО Captron75W и Сонсол 2011, несмотря на снижение удельного числа отказов за три года в 2,2 раза, этот показатель вдвое выше среднего значения по всем технологиям (4,5 и 2,5), по-видимому, из-за неравномерного выноса ИСО при растворении мембраны, скорость которого зависит от температуры, рН, минерализации.

(а) (б)

■ Количество обработанных реагентом скважин

■ Количество отказов

■ Удельное количество отказов на 100 скважин в год

____1

Рисунок 5 - Повышение эффективности технологии применения ингибиторов солеотложений (а) и коррозии (б) в ОАО «ВНГ» в 2011.. .2013 гг. Технологии периодической дозировки и задавки в пласт ИСО почти не используются из-за отсутствия научно-обоснованных регламентов по выбору скважин, а повышенный вынос ИСО после пуска скважин не служит эффективному использованию реагентов и, по-видимому, не оправдан, так как зависимость защитного действия большинства эффективных ИСО от концентрации имеет максимум именно вблизи рабочих концентраций (10...20мг/дм3), т.е скважины большую часть времени при этом эксплуатируются за пределами оптимальных дозировок реагентов.

До применения ингибиторов коррозии (ИК) рекомендуется внедрение комплекса технологических мероприятий: ликвидация застойных и щелевых зон, герметизация резьбовых соединений, промывка и очистка зумпфов, ограничение

поступления воды в скважины проведением РИР, предотвращение и удаление водных скоплений и осадков в трубопроводах, герметизированные установки предварительного сброса пластовой воды (УПС), раздельная утилизация аэрированных промливневых и технологических вод.

Результаты проведенных нами аналитических исследований эффективности применения технологий борьбы с коррозией оборудования нефтяных добывающих скважин в ОАО «ВНГ» ингибиторами сводятся к следующему.

За последние три года удельное количество отказов снизилось в 3 раза при росте числа скважин, где применялись ИК, в семь раз (см. рисунок 5).

Из-за неоднозначности показателей эффективности технологии задавки ИК в пласт (в 13 скважинах Хохряковского месторождения наработка на отказ УЭЦН увеличилась в 2,2 раза, а в 6 скважинах - уменьшилась в 1,7 раза) и технологии применения капсулированного ингибитора (по 11 скважинам ННО снизилась в 1,6 раза, а по 9 скважинам - увеличилась в 2,4 раза), сложности подбора скважин и ограничений в применении эти технологии не приоритетны для ОАО «ВНГ».

При постоянной дозировке ИК в затрубное пространство 60 скважин в течение 2011...2013гг. произошло 4 отказа (6,7 отказов на 100 скважин в год). С учетом самых больших затрат на обслуживание и низкой эффективности данная технология находит ограниченное применение.

Достаточно эффективно применение комплексно действующего реагента Акватек-515Н (5 отказов в 130 скважинах).

Установлено, что наиболее эффективным методом ингибирования в ОАО «Варьеганнефтегаз» является периодическая дозировка ИК в затрубное пространство скважин. При этом достигнуто снижение удельного количества отказов в 2,6 раза: с 3,6 до 1,4 отказа на 100 скважин в год. Так, в 77 скважинах Хохряковского месторождения ННО достигла 546 суток, в 35 скважинах Ван-Еганского месторождения увеличилась с 575 до 1279 суток, а по ОАО «ВНГ» в 2013г. в 144 скважинах произошло всего 2 отказа. Здесь уместно отметить, что при периодической дозировке формирование защитной пленки ИК протекает в благоприятных условиях повышенных концентраций, когда однократно закачивается рассчитанный за

весь период 15...30 суток объем ИК. Кстати, для ИСО эти условия неблагоприятны.

Исходя из предложенного выше механизма коррозии и осадкообразования, при пуске скважин в эксплуатацию рекомендуется применение эффективных ингибиторов коррозии для ликвидации условий интенсивного отложения карбонатов в щелочных зонах металлической поверхности с использованием ударных концентраций (двух рабочих доз) с циркуляцией добываемой жидкости через за-трубное пространство в течение одно - двухкратной смены объема жидкости в НКТ.

На основании проведенных исследований и обобщения опыта промышленного применения ИК и ИСО разработан «Регламент организации работ по предотвращению солеотложений и коррозии оборудования и трубопроводов с применением совместимых химических реагентов».

Одним из широко применяемых технологий является постоянная дозированная подача реагентов стационарными установками СУДР или подобными, в которых основным узлом являются плунжерные насосы серии НД или аналогичные с регулируемой вручную длиной хода.

Согласно технологическим картам по закачке ИСО и ИК зачастую необходимо дозировать менее 1,0 л/сут химреагентов, которые невозможно осуществить дозировочными насосами серии НД или аналогичными. Так, в ОАО «ВНГ» за 8 мес. 2011г. в 102 операциях из 260 расчетный ежедневный расход реагента был менее 1,0 л/сут, фактический расход равнялся минимальной производительности СУДР (1 л/сут).

В предлагаемом устройстве (рисунок 6) задача регулирования решается использованием гидравлического сопротивления из пористой среды (мягкого дросселя) с возможностью переключения на узел настройки подачи малых доз реагента.

Е - емкость; НШ - дозировочный насос (НШ-20, НД); Д - двигатель; КО - обратный клапан; ГЦ -гидроцилиндр (гидроаккумулятор); Р - подвижный груз; М,, М2, М3 - манометры; ВК, и ВК2 - концевые выключатели; ДрМ - гидравлическое сопротивление (мягкий дроссель); КС - сливной клапан; В| и В; - вентили; М - мерник._

Рисунок 6 - Схема устройства для дозирования малых доз химреагентов

Устройство работает следующим образом: насос кратковременно включается, а гидроцилиндр (ГЦ) подает реагент через мягкий дроссель в затрубное пространство скважины. Для замера и регулирования подачи малых доз реагента в скважину на момент замера мягкий дроссель переключают на узел настройки. Для переключения закрывают вентиль (В^ и открывают вентиль (В2). Реагент из дросселя начинает поступать вместо скважины к клапану (КС). Клапан регулируют на давление, равное давлению в затрубном пространстве скважины. При достижении этого давления реагент открывает клапан (КС) и капает в мерник (схема замера).

Изменение подачи производится изменением давления гидроцилиндра подвижным грузом (Р) или изменением сжатия мягкой массы в дросселе. Предлагаемая полезная модель позволяет точно отрегулировать в эксплуатационных условиях очень малый расход реагента, подаваемого в систему.

Данное устройство (патент РФ № 131411) изготовлено в ООО «Варьеган-Сервис» и внедрено в 2013г. в 7 скважинах ОАО «ВНГ».

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании анализа геолого-физических характеристик продуктивных пластов, минералогического и гранулометрического состава коллекторов и насыщающих их флюидов установлено, что в мелкозернистых (диаметр менее 0,2 мм) песчаниках слоистого строения с нестойким в воде глинистым (хлоритогидрос-людистым) цементом содержатся нефти, в газовой фазе которых Н25 отсутствует, присутствует 0,1...2,0% С02, пластовые воды пластов групп ПК и АВ резко отличаются от пластов групп БВ и ЮВ по содержанию ионов кальция и бикарбоната, а также высокому (более 200мг/дм3) содержанию С02 в пластах ПК и ЮВ и значительному (более 100мг/дм3) - содержанию в пластах АВ и ЮВ, что приводит к осложнениям при эксплуатации скважин в ОАО «ВНГ».

2. Выявлено, что наибольшее количество отказов УЭЦН связано с выносом мехпримесей (20...40%), коррозией (6...25%) и солеотложениями (6... 18%). Сопоставлением результатов анализа минералогического состава пород по керну и в фильтратах проб с устья скважин установлено разрушение слабосцементирован-ных мелкозернистых песчаников с глинистым цементом в пластах покурской свиты. Отложения карбонатов связаны со смешением вод, несовместимых по ионам кальция, бикарбоната и содержанию СО2.

3. Предложен механизм электрохимической коррозии металла в водных и водонефтяных средах месторождений, содержащих СОг, следы Н25 и (или СВБ), осадкообразующие ионы Са2+ и НСО'з, который заключается в дифференциации поверхности металла на катодные и анодные зоны по причине гетерогенности стали и электролита и в дальнейшем ускорении и локализации процесса коррозии из-за интенсификации отложений карбонатов Са2+ и Ре2+ на катодных участках при рН=10...12 и беспрепятственного разрушения на анодных участках при рН= 3...4. Показано, что коррозия стали в средах с С02 в присутствии незначительных количеств Н2Б и (или СВБ) протекает с образованием эффективного катодного осадка Бе^у и регенерацией Н25 при воздействии угольной кислоты на это соединение.

4. Рекомендованы:

однократное, при пуске добывающей нефтяной скважины в эксплуатацию, применение эффективных ингибиторов коррозии в ударных концентрациях (в двух рабочих дозах) с циркуляцией добываемой жидкости через затрубное пространство в течение одно - двухкратной смены ее объема в НКТ для ликвидации условий интенсивного отложения карбонатов в щелочных зонах металлической поверхности подземного скважинного оборудования;

технология периодической дозировки ингибиторов коррозии в большом объеме, рассчитанном на период 15...30 сут, обеспечивающей формирование надежной защитной пленки на поверхности металла за счет сохранения повышенной концентрации, для борьбы с коррозией подземного скважинного оборудования;

технология постоянной дозировки ингибиторов солеотложений оптимальной концентрации, которая наиболее эффективна для предотвращения отложения карбонатов.

5. Разработаны и внедрены:

устройство для подачи малых доз реагента в скважину (патент РФ № 131411) в зависимости от рекомендованной дозировки химреагента на суточный объем добываемой жидкости.

«Регламент организации работ по предотвращению солеотложений и коррозии оборудования и трубопроводов с применением совместимых химреагентов» ;

ожидаемый экономический эффект от применения научно-технических разработок составляет 46 млн. руб. за счет увеличения МРП скважин в 1,7.. .2,4 раза, предотвращения 131 отказа УЭЦН и недобора 5400 т нефти.

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в следующих

научных трудах: в ведущих рецензируемых научных журналах:

1. Низамов, K.P. Применение химреагентов для повышения надежности эксплуатации нефтепромысловых трубопроводов [Текст] /К.Р.Низамов, Р.Р.Мусин, В.Ф.Мерзляков //НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов /ИПТЭР. - Уфа. - 2012. -Вып. 1(87). -С.78-82.

2. Низамов, K.P. Технологические методы повышения эксплуатационной надежности нефтепромысловых трубопроводов [Текст]/К.Р.Низамов, Р.Р.Мусин// НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов /ИПТЭР. - Уфа. - 2012. - Вып. 1(87). -С.83-87.

3. Мусин, P.P. Повышение эффективности эксплуатации скважин в осложненных условиях добычи нефти на Ван-Еганском месторождении [Текст] /Р.Р.Мусин, К.Р.Низамов, Р.Т.Исрафилов //НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов /ИПТЭР. - Уфа. - 2013. -Вып.1(91). -С.14-21.

4. Мусин, P.P. Технологии применения химреагентов для снижения соле-отложений при добыче нефти в ОАО «Варьеганнефтегаз» [Текст] /Р.Р.Мусин, К.Р.Низамов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа. - 2013. -Вып. 4(94). -С.49-54.

5. Мусин, P.P. Совершенствование установок дозирования химреагентов в нефтедобыче [Текст] /Р.Р.Мусин, Р.Т.Исрафилов, К.Р.Низамов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа. -2014. -Вып. 1(95). -С.5-9.

6. Низамов, K.P. Углекислотная коррозия оборудования и трубопроводов при добыче нефти на месторождениях Западной Сибири [Текст]/К.Р.Низамов, Р.Р.Мусин// НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов / ИПТЭР. - Уфа. - 2014. -Вып. 3(97). -С. 96-102.

7. Мусин, P.P. Эффективность применения химреагентов для снижения коррозии подземного оборудования при добыче нефти в ОАО «Варьеганнефте-

газ» [Текст] /Р.Р.Мусин// НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов / ИПТЭР. - Уфа. - 2014. -Вып. 3(97). -С.103-109.

8. Патент на полезную модель №131411. РФ, МПКЕ 21В 37/06, Б17Д 3/12. Устройство для подачи малых доз жидкости [Текст] Мусин P.P., Исрафилов Р.Т. (RU). Патентообладатель Мусин P.P. (RU). № 2013100768/03; заявл. 09.01.2013, опубл. 20.08.2013; Бюл.№23.

в других печатных изданиях:

9. Мусин, P.P. Анализ осложнений при добыче нефти в ОАО «Варьеган-нефтегаз» [Текст] /Р.Р.Мусин // Сборник статей аспирантов и молодых специалистов «Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти»/ Уфа: изд-во ОАО НПФ «Геофизика». - 2013. -Вып. 10. -С.13-25.

10. Мусин, P.P. Влияние осложнений при добыче нефти в ЦЦО «Варьеган-нефтегаз» ТНК-BP [Текст] /Р.Р.Мусин // «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа». Материалы Международной Научно-практической конференции. - Уфа: изд-во «ИПТЭР». - 2013. -С.94-95.

11. Мусин, P.P. Организация работ по борьбе с осложнениями при эксплуатации подземного оборудования и трубопроводов на Ван-Еганском месторождении [Текст] /Р.Р.Мусин // Инженерная практика. - 2013. - №5. -С.38-39.

12. Мусин, P.P. Эффективность применения химреагентов для снижения солеотложений при добыче нефти в ОАО «Варьеганнефтегаз» [Текст] /Р.Р.Мусин // Тезисы докладов XIX Научно-практической конференции в рамках XIX Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии-2013». -Уфа: Изд-во НПФ «Геофизика». - 2013. -С.162-164.

13. Мусин, P.P. Эффективность применения химреагентов для снижения коррозии подземного оборудования при добыче нефти в ОАО «Варьеганнефтегаз» [Текст] /Р.Р.Мусин // Тезисы докладов XX Научно-практической конференции в рамках XX Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Техноло-гии-2014». -Уфа: Изд-во НПФ «Геофизика». - 2014. -С.104-108.

Подписано в печать 26.09.2014. Формат 60x84 1/8. Бумага писчая. Гарнитура «Тайме». Усл. печ. л. 1,4. Уч.-изд. л. 1,75. Тираж 100 экз. Заказ № 68.

Отпечатано с готовых авторских оригиналов на ризографе в издательском отделе Уфимского государственного университета экономики и сервиса 450078, г. Уфа, ул. Чернышевского, 145, к. 206; тел. (347) 241-69-85.