Главная страница
Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей
qrcode

Учебно-методический комплекс дисциплины студента по дисциплине Эксплуатация скважин в осложненных условиях для специальности


НазваниеУчебно-методический комплекс дисциплины студента по дисциплине Эксплуатация скважин в осложненных условиях для специальности
Анкорyskak umk eks sk v osloj usl 050708 2008.pdf
Дата25.02.2017
Размер1.64 Mb.
Формат файлаpdf
Имя файлаyskak_umk_eks_sk_v_osloj_usl_050708_2008.pdf
оригинальный pdf просмотр
ТипУчебно-методический комплекс
#10417
страница4 из 11
КаталогОбразовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей
Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11
ЛЕКЦИЯ №6. Отложения минеральных солей и методы борьбы с ними.
Отложения солей происходит на всем пути движения воды – в пласте, скважине,
трубопроводах и оборудовании установок подготовки нефти.
Соли отлагаются в верхней части подъемных труб на протяжении 150 – 300 мот устья,
в результате чего давление рабочего реагента повышается и одновременно уменьшается дебит скважины вплоть до полного прекращения подачи.
Причины отклонения солей химическая несовместимость вод (щелочных с жесткими) поступающих в
скважины из различных пропластков и горизонтов перенасыщенность водно-солевых систем при изменений термодинамических
условий.
Основные компоненты солей – это гипс, либо карбонаты кальция и магния, окись кремния. Осадки могут быть плотными и возрастает прочность сцепления с глубиной
залегания пласта. Гипс откладывается в наиболее проницаемых элементах пласта-трещинах.
Эти выводы основаны в результатах гидродинамических исследований и изучения химического состава образцов пород из вновь пробуренных скважин на участках интенсивного заводнения.
Рис 7 - Зоны отложения гипса в глубинно-насосной скважине.
В промысловых условиях при добыче нефти с применением
ШГН
проводятся систематические исследования скважин, замеры дебитов скважин, отбивка динамического уровня жидкости, снятие диномограмм, определение обводненности добываемой продукции, химический анализ попутной воды и др. Комплексный анализ получаемой информации позволяет своевременно рекомендовать и реализовать меры по предупреждению образования отложений НОС (неорганических солей).
Кроме того, по этим данным можно определить зоны отложения гипса (рис Видно, что в скважине ШСНУ выделены три зоны отложения гипса призабойная зона скважины 1, приемная 2
и напорная 3 части глубинно-насосной установки.
Отложение НОС в трещинах ПЗП и перфорационных каналах приводит к
уменьшению дебита скважины. Отложение солее будет происходить там, где поступают и перемешиваются несовместимые воды. По мере отложения солей приток воды в скважину уменьшается. В поровых каналах
ПЗП и перфорационных каналах, по которым фильтруется нефть, отложение солей не происходит.
В результате этого содержание воды в продукции скважины уменьшается или замедляется темп роста обводненности во времени.
Пластовые и попутно добываемые с нефтью воды представляют собой сложные растворы водорастворимых солей разного химического состава. Кроме основных компонентов в пластовых водах в незначительных количествах содержатся и растворенные газообразные вещества, такие как углеводородные газы, СО и др.
Известно что, любое твердое вещество растворяется вводе до тех пор, пока раствор не достигнет предельной или равновесной концентрации, при которой за равные промежутки времени растворяется и осаждается одинаковое количество вещества.
В некоторых случаях простое разбавление растворов пресной водой может быть причиной выпадения в осадок солей, в частности карбоната кальция. Выпадение солей при добыче нефти непосредственно связано с извлечением вместе с ней пластовой воды. При поступлении жидкости из пласта в призабойную зону, а затем на забой скважины нарушается фазовое равновесие, в связи с изменением условий, которые резко отличаются от пластовых.
Причина отложения солей на морских месторождениях – смещение пластовой воды с морской, закачиваемой для поддержания пластового давления, в результате которого нарушается ионное равновесие водной системы, что и приводит к выпадению солей
Интенсивность отложения солей зависит от расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами, содержания морской воды в попутной воде и термодинамики потока жидкости.
Такими образом, конкретными причинами выпадения солей в осадок служат следующие процессы испарение, смещение несовместимых вод, растворение горных породи газов, изменение термобарических условий, дегазация воды, изменение общей минерализации воды.
В добывающих скважинах по мере подъема продукции происходит снижение температуры (при этом растворимость карбоната кальция увеличивается) и уменьшение давления (что вызывает понижение растворимости карбоната кальция. Поэтому при выяснении причин отложения карбонатных осадков в добывающих скважинах и системе сбора и подготовки нефти необходимо рассматривать совместное проявление этих двух противоположено направленных факторов.
На растворимость карбоната кальция значительное влияние оказывает реакция рН
среды. В кислой среде растворимость кальцита значительно больше, чем в щелочной. По мере увеличения рН и щелочности воды вероятность выпадения карбонатных осадков повышается. Это связано стем, что растворимость СО также зависит от рН водных растворов чем больше кислая среда, тем больше в ней может быть растворено двуокиси углерода.
Все методы борьбы с отложением солей подразделяют на:
ü
методы предотвращения выпадения солей;
ü
методы удаления отложения солей.
Различный состав и структура отложений требуют индивидуального подхода к выбору метода. Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения солей – применение химических реагентов (ингибирование).
В настоящее время разрабатываемые и применяемые методы предупреждения отложения НОС можно разделить на две группы- безреагентные и химические (рис К безреагентным методам предотвращения отложения солей относятся:
обоснованный выбор источников водоснабжения систем поддержания пластового давления;
воздействие на пренасыщенные солями растворы магнитными, силовыми и акустическими полями использование защитных покрытий труби другого оборудования. К этой же группе относятся и мероприятия, основанные на изменении технологических факторов добычи нефти своевременное проведение необходимых водоизоляционных работ ограничение движения воды в высокопроницаемых пропластках послойно-неоднородного продуктивного пласта поддержание повышенных давлений на забоях добывающих скважин использование хвостовиков, диспергаторов; различные конструктивные изменения в устройстве применяемого оборудования.
В последнее время для борьбы с отложение солей применяют метод воздействия магнитного поля и ультразвука на газожидкостный поток. Однако эти способы обладают определенными недостатками. Так как поток, имеет различные динамические характеристики, эффективность воздействия магнитного поля зависит от его насыщенности газами, которые абсорбируют на себя большую часть энергии поля.
Наличие в потоках окисных соединений металлов снижает эффект действия магнитного поля ввиду осаждения магнитного поля.
А метод воздействия ультразвуком не позволяет предотвратить отложение солей на стенках скважины, а лишь частично разрушает уже отложившиеся осадки.
Необходимо отметить что, несмотря на безусловную целесообразность широкого применения при добыче нефти безреагентных методов, они не позволяют существенно ослабить процессы отложения солей, а лишь несколько увеличивают продолжительность нормальной работы скважины и оборудования.
Химические методы Из известных способов предупреждения отложения неорганических солей при добыче нефти, наиболее эффективными технологичным является
Рис 8- Классификация методов предупреждения отложения неорганических солей

28
способ применения химических реагентов-ингибиторов. В результателабораторных и промысловых исследований, посвященных проблеме борьбы с образованием НОС на нефтяных месторождениях, было предложено и испытано множество химических реагентов ингибиторов, предотвращающие эти отложения.
Химические способы борьбы с солеотложением основаны на применении реагентов,
препятствующих отложению солей на поверхности промыслового оборудования. В практике нефтедобычи за рубежом этот метод является основным. Как показал опыт зарубежной и отечественной нефтедобывающей промышленности, применение химических реагентов позволяет получить качественную и продолжительную защиту оборудования от солеотложения при сравнительно неболтших затратах.
В нефтяной промышленности используют химические реагенты различного назначения деэмульгаторы, ингибиторы, бактерициды и т.д. наиболее эффективны
полифосфаты, органические фосфаты, соли сульфокислот, арилсульфонаты,
гексалитофосфат и триполифосфат Na, аммофос и др. полностью предотвращается при
дозировке 20 г/м
3
ингибиторов на основе комплексонов (ПАФ, ДПФ-1, инкредол-1,
фосфанал, СНПХ-5301). За рубежом применяют реагенты дисолван 4411 и 4490, серво 5348,
доуфакс-1632, Р-181.
Все известные ингибиторы отложения минеральных солей можно подразделить на две большие группы:
-однокомпонентные, представленные определенным типом химического соединения;
-многокомпонентные, составленные из различных химических соединений.
Многокомпонентные ингибирующие композиции готовят из двух и более компонентов и условно подразделяют на две большие погруппы:
1. составы, в которых один из компонентов не является ингибитором отложений солей.
Кроме ингибитора такие составы содержат поверхностно-активное вещество неогенного типа, которое либо усиливает действие ингибирующей добавки, или имеет другое самостоятельное значение, ноне ухудшает при этом действия ингибирующего компонента. Составы, в которых все компоненты являются ингибиторами отложений солей.
Большую группу ингибирующих препаратов составляют композиции, содержащие в качестве ингибитора отложений минеральных солей конденсированные полифосфаты,
производные полиакриловой кислоты, фосфоновые кислоты, многоатомные спирты, эфиры фосфоновой кислоты, серосодержащие соединения.
В настоящее время установлены требования к физико-химическим характеристикам ингибиторов солеотложений. Важнейшее из них- высокая эффективностьингибирования процессов отложения солей, низкая температура замерзания (до минус 50 С, низкая коррозионная агрессивность, малая токсичность, совместимость с пластовыми водами,
отсутствие отрицательного влияния на процессы полготовки нефти, способность хорошо адсорбироваться и медленно десорбироваться с породы пласта.
На практике нашли широкое применение следующие ингибиторы.
Полиакриламид (ПАА)- ингибитор анионного типа, активным началом которого являются полимеры акрилового ряда. Его применение основано на способности образовывать на ингибируемой поверхности мономолекулярную пленку, которая является защитным барьером для отложения солей. Для этого в скважинах производится промывка водным раствором с содержанием 10-60 гм ПАА. В связи с применением ПАА для увеличения нефтеотдачи пластов положительные результаты по ингибированию отложения солей могут быть получены при закачке растворов ПА в пласт через водонагнетательные скважины. При этом оптимальная дозировка ПАА составляет 10-20 гм закачиваемой воды.
Гексаметофосфат натрия (NaPO
3
)
6
и триполифосфат натрия (ТПФН). ГМФН
растворяли вводе в 200 литровой емкости при перемешивании сжатым воздухом и использовали в виде го раствора. Ингибитор дозировали в водонефтяную эмульсию перед теплообменниками из расчета гм попутной воды. Через 4 мес при визуальном
осмотре вскрытого теплообменника был обнаружен лишь небольшой слой рыхлого осадка темного осадка, который легко удалялся струей воды.
Установлено что, с подачей ТПФНпроцесс солеотложения значительно замедляется, но полностью не прекращается.
Инкредол-1 – многокомпонентный ингибитор на основе НТФ. Его рекомендуется принимать в скважинах и нефтепромысловом оборудовании для предотвращения образования карбонатов и сульфатов кальция. Максимальная эффективность достигается при дозировке реагента 10-20 г/м
3
.В композицию входят этиленгликоль и ингибитор коррозии.
ПАФ-1 - ингибитор анионного типа из класса органических фосфатов. Хорошо растворим вводе, неарстворим в органических растворителях и нефти. Для ингибирования применяются водные растворы ПАФ концентрации 0,1-1% при дозировках 10-15 мг/м
3
обрабатываемой воды в зависимости от интенсивности отложения солей.
Ингибиторы применяются последующим способам:
·Непрерывной дозировки в систему с помощью дозировочных насосов или специальных устройств;
·Периодической закачки ингибитора в скважину с последующей задавкой его в призабойную зону пласта как с подъемом скважинного оборудования, таки без его подъема;
·Периодической подачи раствора ингибитора в затрубное пространство скважины.
Для непрерывной подачи ингибитора применяются различные дозировочные устройства, устанавливаемые на устье скважины или на приеме насосов. Одни из возможных вариантов дозировки с помощью наземных технических средств приведен на рис Рис 9- Схема постоянной дозировки ингибитора солеотложения в скважину через затрубное пространство:1-станок-качалка; 2- привод дозировочного насоса от балансира СК;
3- дозировочный насос 4- емкость для раствора ингибитора 5- нагнетательная линия 6-
байпасная линия 7- ШГН; 8- продуктивный пласт
Удаление солей, отложившихся в скважинах является серьезной проблемой. В
настоящее время нет еще универсальных методов, которые могли бы обеспечить удаление или полное предупреждение отложений солей любого состава. Схема методов удаления НОС
приведена на рис 10.
Рис 10- Схема методов удаления выпавшего в скважинах гипса.
Метод термохимической обработки осадка солянокислотным раствором с добавкой хлористого натрия или аммония состоит в следующем. Соль растворяют в кислоте при подогреве на поверхности и горячую смесь закачивают в скважину. Но реагент вызывает активную коррозию, а процесс является дорогим.
Сущность механических методов заключается в проведении очисток скважин путем разбуривания мощных солевых пробок или путем проработки колонны расширителями,
скребками с последующим шаблонированием. Эти очистки являются дорогостоящими мероприятиями, поэтому наибольшее распространение получили химические методы.
Поэтому на практике следует для каждого конкретного месторождения выбирать также составы, которые, будучи доступны, наиболее полно удовлетворяют требованиям их экономичности и высокой эффективности.
Осн.: 6[433-497], [505-543], 4[Doc\es01006.htm], [Docs\ Доп
9 [204-205], [212-218], 7[197-204], Контрольные вопросы:

1.Где чаще всего происходит отложение солей?
2.Назовите причины отложения минеральных солей?
3.Методы предотвращения и выпадения солей.
4.Назовите виды химических реагентов против выпадения солей.
ЛЕКЦИЯ№7. Коррозия скважинного оборудования и методы борьбы.
Коррозия – разрушение металлов в результате химической и электрохимической реакции. Разрушение, происходящее по физическим причинам, не называется коррозией, а известно как истирание износ (эрозия).
Иногда химическое воздействие сопровождается физическим разрушением и называется коррозионной эрозией (износом. Это определение не распространяется на
неметаллические материалы. Пластмассы могут набухать, или трескаться, дерево- расслаиваться или гнить, гранит может крошиться, но термин коррозия относится только к химическому воздействию на металлы.
Ржавлением называется коррозия железа и его сплавов с образованием продуктов коррозии, состоящих в основном из гидратированных оксидов железа.
Цветные металлы, следовательно корродируют, ноне ржавеют.
Для лучшего понимания коррозионных реакций необходимо знать основы химии и быть знакомым с основами металлургии. Следовательно, химия и металлургия составляют фундамент при изучении коррозии, также как биология и химия – при изучении медицины.
Коррозионные процессы классифицируются по видам коррозионных разрушения,
характеру взаимодействия металла со средой, условиям протекания процесса.
По виду разрушения сплошая (коррозия протекает по всей поверхности металла);
местная (коррозия локализуется на отдельных участках поверхности общая, которая в свою очередь делится на равномерную (коррозия протекает с одинаковой скоростью по всей поверхности металла, неравномерную (коррозия протекает на некоторых участках поверхности с неодинаковой скоростью, избирательную (коррозия разрушает отдельные компоненты сплава По типу разрушения коррозия пятнами, язвенная, точечная или питтинговая,
сквозная, нитевидная подповерхностная, межкристаллитная, ножевая, коррозионное растрескивание.
По характеру взаимодействия металла со средой химическая ( разрушение при химической взаимодействии с агрессивной средой, которой служат неэлектролиты жидкости и сухие газы электрохимическая ( разрушение под воздействием электролита при протекании двух самостоятельных, но взаимосвязанных процессов- анодного и катодного):
анодная электрохимическая коррозия это окислительный процесс, который происходит с растворением металла катодная электрохимическая коррозия – это восстановительный процесс, обусловленный электрохимическим восстановлением компонентов среды.
По условиям протекания процесса газовая (при повышенных температурах и полном отсутствии влаги поверхности атмосферная (в воздухе, во влажной, в мокрой и сухой атмосфере жидкостная (в жидкой среде, в электролитах, неэлектролитах); подземная ( под действием растворов солей, содержащихся в почвах и грунтах биокоррозия (под действием микроорганизмов или продуктов их жизнедеятельности электрокоррозия ( под действие внешнего источника тока или блуждающего тока щелевая (в узких щелях, зазорах,
резьбовых и фланцевых соединениях металлического оборудования, эксплуатирующегося в электролитах, местах неплотного контакта металла с изоляционным материалом контактная
(при контакте разнородных металлов в электролите коррозионная кавитация (при одновременном коррозионном и ударном воздействии коррозионная эрозия (при одновременном воздействии агрессивной среды и механического износа) и т. д.
Коррозионное разрушение металла труб в период эксплуатации скважин
Коррозионное разрушение металла и последующее возможное смятие обсадных труб наблюдаются как в добывающих, таки в нагнетательных скважинах.
К основным факторам, влияющим на коррозию труб в нагнетательных скважинах,
относятся содержание растворенного кислорода в закачиваемой воде, минерализация,
температура и скорость движения жидкости.
В добывающих скважинах коррозия обсадных колонн резко ускоряется с увеличением обводненности скважин при подъеме жидкости через затрубное пространство.
На скорость протекания коррозии подземного и наземного оборудования оказывают влияние следующие группы факторов. Технические и технологические факторы при добыче нефти (тип скважины способ добычи производительность и режим движения в скважине газожидкостной смеси давление на забое и устье скважины, распределение температуры по ее стволу, уровень жидкости и состав газовоздушной среды в затрубном пространстве скважины

32 2. Физико-химические свойства и состав добываемой продукции скважин (состав и свойства добываемой нефти состав и свойства извлекаемой вместе с нефтью пластовой воды состав и свойства попутного нефтяного газа и содержание в нем коррозионно- активных примесей типа сероводорода и диоксида углерода соотношение нефти и воды в добываемой продукции и характер распределения этих фаз друг в друге наличие в продукции скважин органических и неорганических веществ типа парафина, смолы,
сульфида железа, карбоната кальция, карбоната магния, и карбоната железа, которые могут образовывать защитные пленки на металлической поверхности наличие образивных частиц в потоке жидкости типа песка, сульфида железа, кристаллов солей, глины наличие и проявление жизнедеятельности бактерий рН среды. Внешние факторы (температура, скорость движения агрессивной среды, давление,
концентрация кислорода время контакта со средой наличие химических реагентов,
применяемых в технологических процессах добычи и подготовки нефти поляризация внешним током и др. Внутренние факторы (природа металла, состав металла кристаллическая структура металла состояние поверхности металла напряжения в металле термодинамическая устойчивость металла и его место в периодической системе элементов дефекты при сварке металла).
Следует отметить, что интенсивность коррозионного разрушения обсадных труб в оценивалась по коррозии насосно-компрессорных труби шлейфовых трубопроводов. Такой подход не гарантирует точности результатов, однако является наиболее простыми возможным для достижения цели. Скорость коррозии определялась по глубине язвенных поражений труб за период их эксплуатации. В результате обследований установлено, что средняя скорость коррозии насосно-компрессорных труб составляет 0,26...0,36 мм/год с язвенным (на глубину до 1,75...5,5 мм) и сквозным поражением тела труб. Агрессивность пластовых вод резко возрастает в присутствии сероводорода (Н. Коррозионно-активным компонентом в продукции скважин является также двуокись углерода (СО. Согласно, если в продукции скважин H
2
S и О имеются уже с самого начала разработки месторождения,
происходит равномерное во времени коррозионное разрушение металла. В том случае, когда и О имеют вторичное происхождение, в результате сульфатредукции процесс коррозионного разрушения может начаться внезапно, и ускоряться во времени. Ввиду микробиологического характера возникновения H
2
S и О такую коррозию иногда называют биокоррозией.
Биокоррозия поражает трубы обсадных колонн и подемное оборудование, и по мере увеличения объемов закачиваемой в пласты воды все в большей степени ускоряется.
При строительстве скважин дополнительным фактором, создающим условия для протекания коррозионных процессов, является применение растворов с твердой фазой.
Основным утяжелителем в них является барит или гематит. Использование этих растворов приводит к образованию на стенках эксплуатационной колонны грязевой корки, которая не поддается полной очистке при любых реальных объемах промывки перед пакеровкой. После закачки ингибиторного раствора в затрубное пространство и пакеровки скважина, как правило, от нескольких месяцев до нескольких (иногда до 5...6) лет простаивает в ожидании начала эксплуатации. Это связан с обустройством устья, монтажом коммуникаций и проведением пусконаладочных работ. При длительном простое происходят процессы диффузии остатков бурового раствора в ин-гибиторный и последующая седиментация образовавшейся эмульсии по плотности. Остатки бурового раствора и минерализованная вода заполняют надпакерную зону затрубного пространства. Данная среда стимулирует электрохимическую коррозию в надпакерной зоне по причине содержания в ней минерализованной воды и кислых компонентов.
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11

перейти в каталог файлов

Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей

Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей